今年以来，经济企稳回升势头逐步增强，总体形势积极向好。全国电力工业运行平稳，各项指标继续好转；电力消费逐月回暖，在持续8个月负增长后，6月当月首次出现真正意义上正增长，8月份实现累计电量正增长，9月份增速超过10%；新增发变电能力保持增长，供应能力充足，供需总体平衡有余；设备利用状况逐月好转；行业实现总体盈利，但子行业间、企业间、地区间差异较大。
　　前三季度，受宏观经济环境影响，全国电力电量需求增速较低；但发电装机继续保持较快增长，输变电能力进一步提高，来水和电煤供应情况总体较好，电力供应能力整体较为充裕，电网备用充足，输送效率提高，电力供需总体平衡有余。其中，华东、南方电网供需基本平衡，存在少量错避峰，华北、华中电网电力供需平衡有余，西北、东北电网电力富裕较多。

　　一、电力供应情况

　　投资结构继续优化。前三季度，电源、电网分别完成投资1997亿元和2193亿元，电网基本建设投资占电力基本建设投资的52.33%，电网投资比例继续加大；电源投资结构也在加快优化，火电投资占电源投资的41.63%，投资比重进一步降低。
　　基建新增装机规模继续保持较高水平，电源结构继续优化。前三季度，新增生产能力（正式投产）4912万千瓦，比上年同期少投产736万千瓦。其中，水电1210万千瓦；火电3295万千瓦，比上年同期少投产753万千瓦；风电407万千瓦。火电新增同比明显减少，新增电源结构在继续优化。新增火电装机以30万及以上机组为主，新投产单机容量60万千瓦及以上占新投产火电机组总容量的56.91%；新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组占全部新投产火电机组容量的89.81%。前三季度，全国投产火电超超临界百万千万机组五台。
　　全国装机突破8亿千瓦，供应能力充足。2009年9月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量80018万千瓦，同比增长9.2％。其中，水电、火电分别为1.56和6.22亿千瓦，同比分别增长14.1％和7.2％；核电装机仍为908万千瓦；并网风电装机1333万千瓦，同比增长88.8%。根据国家能源局统计认定，前三季度，全国共关停小火电机组2333万千瓦，“关小”成绩超过历年。考虑关停小火电机组等因素，9月底，全国全口径发电设备容量8.3亿千瓦。
　　发电量持续回升，火电生产快速恢复。今年以来，全国发用电市场持续回升，发电量增速已经从2008年11月的最低值-9.6%，回升到6月的5.2%、8月的9.3%和9月的9.5%；特别是三季度各月发电量均创新高，9月份是除迎峰度夏的6-8月外首次超过3000亿千瓦时的一个月。1-9月份，全国规模以上电厂发电量26511亿千瓦时，同比增长1.9%，累计增速比1-8月份累计增速又回升1.1个百分点。
　　水火电替代作用非常明显。下半年以来，水力发电持续放缓，6月增长7%、7月增长4.7%、8月增长3.7%，到9月份甚至下降3.7%，是除2008年10月份下降1.4%外，2008年以来各月首次出现下降，水电生产形势不容乐观。而同期火电开始逐月恢复，6、7、8、9月分别增长3.7%、4.5%、10.5%和12.3%，火力发电量由3月的2399亿千瓦时上升到8月的2671亿千瓦时、9月的2540亿千瓦时。由于上半年水电出力比较理想，1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量4388亿千瓦时，同比增长9.4%；火力发电量21302亿千瓦时，与上年同期持平；核电保持稳定。
　　发电设备利用小时逐步恢复到常年水平。金融危机爆发后，发电设备利用小时大幅下降。今年以来，发电量逐步回升导致全国发电设备利用小时降幅明显收窄，4-6月分别比上年同期低58、44、24小时，7月份与上年持平，8、9月份则已经略高于上年同期水平。1-9月份，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3352小时，比去年同期降低283小时。其中，水电2671小时，降低180小时；火电3515小时，降低284小时。
　　煤供需总体平衡，市场煤价稳中略生。9月底，直供电厂电煤库存2957万吨，较去年同期下降约490万吨，平均可用天数16天，略低于上年同期， 但今年各月基本都高于上年同期，电煤供需总体基本平衡。电煤市场价格总体平稳，8月以来价格出现小幅上升。

　　二、电网输送情况

　　新增电网能力保持较大规模，特高压工程顺利投产运行。前三季度，新增220千伏及以上变电容量15001万千伏安，比上年同期多投产1598万千伏安。新增220千伏及以上线路长度21500千米，比上年同期少投产156千米；线路比上年略有减少的主要原因是500千伏线路比上年大幅减少3274千米。晋东南-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程在1月中旬顺利投产，实现华北、华中水火互济；海南500千伏输变电联网工程投运，标志着海南联入全国电网，全国联网工程向前迈出重要一步。
　　跨区送电量平稳较快增长。1-9月份，全国跨区送电量完成936亿千瓦时，同比增长16.50%，增速比上年同期高2.30个百分点。各月增速保持平稳增长，只是在5、6月份下降到10%以下，7月份以后，增速又恢复到10%以上。
　　前三季度，全国省间累计输出电量3806亿千瓦时，同比增长15.72%，增速比上年同期回落3.67个百分点。特别是主要能源输出省份如安徽、贵州、山西、四川等输出电量继续保持较快增长
　　区域内“西电东送”高速增长。1-9月，南方电网“西电东送” 914亿千瓦时，同比增长20.97%，增速比上年同期低2.08个百分点。其中，西电送广东和送广西分别完成822亿千瓦时和92亿千瓦时，分别增长23.97%和-0.57%。增速总体逐月下降。
　　前三季度，京津唐电网受电量253亿千瓦时，同比增长62.32%，增速比上年同期提高49.05个百分点。其中，从山西电网受入电量68亿千瓦时，而上年同期仅受入9.7亿千瓦时。
　　进口电量大增、出口电量微增。前三季度，进口电量33亿千瓦时，同比增长20.06%，主要是3月份开始从俄罗斯购入电量，前三季度已累计购入电量5.2亿千瓦时；出口电量135亿千瓦时，同比增长3.91%。二季度以后进出口电量双双高速增长，带动进出口电量增速由一季度的-16.74%回升到上半年的0.46%和前三季度的6.74%。

　　三、电力消费情况

　　全社会用电量增速自高位快速回落后企稳回升。2008年四季度以来出台的一系列政策措施，有利地推动国民经济能够保持在一个平稳较快的水平上。今年以来，大部分地区、大部分行业企业逐步恢复生产，加上气候等因素，发用电量出现趋稳回升的态势。主要表现在负荷屡创新高和电量恢复正增长两个方面。1-9月份，全国全社会用电量26635亿千瓦时，同比增长1.40%，增速比上年同期低8.27个百分点。统调最高用电负荷5.28亿千瓦，增长11.43%。
　　从分月走势来看，全社会用电量在2008年12月份下降8.3%，达到低谷后开始逐步回升；6月份全国全社会用电量3083亿千瓦时，同比增长4.30%，是自去年十月份以来首次出现真正意义上的正增长；7、8月份用电量分别达到3420亿千瓦时和3462亿千瓦时，达到用电量的历史最高值；9月份企稳回升态势延续，用电量是除迎峰度夏的6-8月外首次超过3000亿千瓦时，增长10.2%，是金融危机以来首次超过10%，企稳回升态势基本确定。
　　第二产业用电逐步恢复，其他产业用电平稳快速增长。
　　第二产业用电量占全社会用电量的比重在70%以上，因此第二产业用电量的剧烈变动对全社会用电量大幅波动影响最大。今年以来，第二产业用电开始逐步复苏，带动全社会用电增速逐步恢复。1-9月份，第二产业用电量19549亿千瓦时，同比下降1.67%。第二产业用电增长对全社会用电增长的贡献率已由6月以前的负贡献上升到9月的62.78%，贡献率已经恢复到往年水平，是带动全社会用电恢复的最主要动力。
　　今年以来，受气温偏高、家电下乡政策等因素影响，第三产业和居民生活用电持续保持了较高增长。1-9月份，第三产业用电量2935亿千瓦时，同比增长11.02%，增幅同比提高0.50个百分点。城乡居民生活用电量3426亿千瓦时，同比增长11.87%，增幅回落1.06个百分点。但由于第二产业恢复更加迅速，所占比重和贡献率略有下降。
　　重工业恢复更加迅速。1-9月份，全国工业用电量19273亿千瓦时，同比下降1.80%，比去年同期增速低11.08个百分点。其中重工业由4月的-8.18%到6月转正为2.03%，7、8、9月份分别为3.28%、7.13%和9.49% ，8、9月份重工业用电增长对全社会用电增长的贡献率分别为51.52%和53.60%，充分说明近期电量恢复主要是由重工业拉动的，值得进一步密切关注。从趋势看，轻工业用电下跌早但恢复缓慢、重工业用电下跌晚但幅度较大。
　　重点行业用电全面复苏，对全社会用电增长贡献突出。今年以来，钢铁、化工、建材、有色四大行业生产逐步恢复，总体表现出向好的趋势，特别自7月份以来增速恢复更加明显，9月份这些行业的回升态势得以延续，有色行业回升幅度更大。占全社会用电量比重合计超过30%的钢铁、化工、建材、有色四个行业夏季以来恢复明显，化工行业用电在7、8、9月实现单月正增长；建材行业今年各月生产用电增长持续旺盛，1-9月份，水泥生产用电增长4.47%；钢铁行业单月用电量增速由4月的-12.86%回升到6月的-2.23%、7月的2.75%、8月的11.69%、9月的16.42%，9月增速加快主要是由于2008年9月行业用电量已经从8月的352亿千瓦时大幅下滑到317亿千瓦时；有色金属行业生产也在逐步恢复，单月用电量增速也由3月的-15.07%上升到8月份的-0.28%，9月份增长7.01%。9月份，重点行业用电水平与8月基本持平略低，但对全社会用电增长的贡献特别突出，四大行业合计贡献率高达34.12%，高于金融危机前的水平；钢铁行业贡献率达到17.35%。
　　地区用电全面恢复。今年以来，各省区用电逐步恢复，3-9月各月分别有13个、8个、11个、22个、25个、27个和29个省份用电量实现正增长（未包括西藏）。9月份，全国仅有山西电力下降2.20%，但也在逐月恢复。9月份，增速超过10%的省份有16个，以华北、华中、南方、西北部分省份为主，华北各省和西北部分省份增速高主要是由于去年同期下降幅度较大、基数相对较低，其它大部分省份则是金融危机以来消费需求相对旺盛或耗能产业恢复比较明显的省份，浙江是首个增速超过10%的东部沿海地区用电大省。东部地区用电量占全国用电量比重逐月增大，累计用电增速最高，已经率先开始恢复。

　　四、电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高

　　前三季度，全国供电标准煤耗341克/千瓦时，比上年同期降低6克/千瓦时。
　　全国发电厂累计厂用电率5.88％，其中水电0.60％，火电6.68％。线路损失率6.21%，比上年同期上升0.24个百分点。

　　五、电力行业经营没有明显好转、电网企业首次出现整体亏损

　　今年以来，需求逐月回升，煤价较上年有较大幅度下降，调价翘尾影响，电力行业总体利润较上年大幅提高。根据国家统计局数据，1-8月份，电力行业利润总额由去年同期的200亿元，增加到518亿元；但利润主要集中在6月以后，6-8月实现利润326亿元。分行业利润差异很大，火电行业虽然利用小时下降很多，但是受去年电价两次调整翘尾和东部沿海地区电煤价格同期下降较大的因素影响，由上年同期的亏损227亿元变为盈利272亿元，但该利润总额也仅是2007年同期的一半；水电、核电、其它能源发电继续保持高增长；电网企业受2008年单边上调上网电价、售电量下降等因素影响，亏损44亿元，经营形式异常严峻。根据调研，火电企业虽然整体实现赢利，但企业和地区分布很不均衡，利润主要集中在一小部分东部沿海地区的企业，大部分火电厂仍然没有摆脱亏损局面。