來源：中國電力企業聯合會 時間：2012-07-31

 　　●上半年：全國電力供需總體平衡，電量略有富裕，供需形勢比上年同期明顯好轉。全社會用電量低速增長，增速回落幅度較大。電力供應能力繼續增長，火電新增裝機容量減幅較大。電煤供應總體平穩，下水市場煤價下降較多，但發電企業累計到廠煤價同比仍有上升。

　　●下半年：預計全國全社會用電量同比增長6%~8%，全年同比增長6%~7%。總體判斷，迎峰度夏期間全國電力供需總體平衡,電量略有富裕，部分地區省份在用電高峰時段仍然存在一定電力缺口，但保障電力供需平衡的壓力比上年大為減輕。全年全國發電設備利用小時及火電設備利用小時比上年有所降低。

　　一、上半年全國電力供需狀況分析

　　上半年，受用電需求增長放緩、來水較好水電大發、電煤保障較好等因素影響，全國電力供需總體平衡，電量略有富裕，供需形勢比上年同期明顯好轉，東北、西北區域電力供應富余能力均超過1000萬千瓦，南方電網區域在一季度存在一定缺口，最大錯峰負荷653萬千瓦。主要特點是：（一）全社會用電量低速增長，增速回落幅度較大上半年，全國全社會用電量2.38萬億千瓦時，同比增長5.5%，增速比上年同期回落6.7個百分點。分季度來看，第一、二季度全社會用電量同比分別增長6.8%和4.3%，主要受經濟增長明顯回落及氣候影響，二季度用電量增速回落明顯。分月來看，3月份用電量4160億千瓦時，同比增長7.0%，為上半年各月份中用電量規模最大、增速最高的一個月（1、2月份增速按1~2月累計增速考慮）；4月份增速降至3.7%，為2009年6月份以來用電量月度最低增速；5月份增速有所回升，但6月份又降至4.3%，比5月份回落1.0個百分點。

　　上半年，第一產業用電量同比下降2.0%。第二產業及其所屬工業、制造業用電量同比分別增長3.7%、3.7%和2.5%，增速均比上年同期明顯回落，其中4月份增速均為2009年7月份以來的最低增速；第二產業一、二季度用電量同比分別增長4.5%和2.9%，上半年占全社會用電量的比重比上年同期降低1.3個百分點；制造業中的化學原料及制品業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業四大重點行業合計用電量同比增長1.6%，占全社會用電量的比重比上年同期降低1.2個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率比上年同期大幅降低21.2個百分點，是工業乃至全社會用電量增速明顯回落的一個重要原因。第三產業及城鄉居民生活用電量同比分別增長12.1%和12.7%，對全社會用電量增長的貢獻率分別為22.3%和27.4%，分別高出上年同期10.4和15.2個百分點，對全社會用電量增長起到較大的拉動作用。

　　上半年，東、中、西、東北區域用電量增速分別為4.8%、6.0%、7.5%和2.5%，增速分別比上年同期回落6.3、5.8、8.3和6.4個百分點；二季度，其對應的用電量增速分別為3.7%、2.6%、7.6%和1.6%，分別比一季度增速回落2.2、回落6.8、回升0.1、回落1.6個百分點。

　　（二）電力供應能力繼續增長，火電新增裝機容量減幅較大截至6月底，全國6000千瓦及以上發電裝機容量為10.47億千瓦，比上年同期增長8.7%，其中水、火電增速相對偏　 低。上半年，全國新增發電生產能力2585萬千瓦，比上年同期減少892萬千瓦，主要是火電比上年同期減少744萬千瓦。

　　根據國家統計局數據，上半年，全國規模以上電廠發電量同比增長3.7%；其中，水電發電量同比增長9.9％，主要因大部分省份二季度來水情況較好，水電發電量增長較快；火電發電量同比增長2.6%，特別是受電力消費需求回落及二季度水電發電量較快增長的共同影響，火電發電量增速自4月份以來逐步回落。

　　上半年，全國發電設備累計平均利用小時2234小時，比上年同期降低95小時。其中，水電設備利用小時1455小時，比上年同期增加47小時；火電設備利用小時為2489小時，比上年同期降低113小時，為“十一五”以來除2009年以外的各年同期最低水平。

　　（三）跨區跨省送電較快增長，華中和三峽上半年累計外送電量實現正增長上半年，全國完成跨省輸出電量同比增長8.0%，完成跨區送電量同比增長18.7%。其中，西北外送電量同比增長27.9%；華北外送電量同比增長69.8%，其中華北通過特高壓送華中同比增長105.3%；華中外送電量由一季度的同比下降0.3%轉為上半年同比增長15.0%。南方電網區域受枯水期來水偏枯影響，送出電量同比下降14.1%，仍然延續負增長，但5、6月份來水情況已有所好轉，當月西電東送電量已分別增長2.8%和25.6%。三峽累計送出電量由一季度的同比下降6.4%轉為上半年同比增長9.3%。

　　（四）電煤供應總體平穩，下水市場煤價下降較多，但發電企業累計到廠煤價同比仍有上升截至6月底，全國重點電廠的電煤庫存為9125萬噸，可用27天。雖然今年以來，尤其是6月份以來沿海下水市場煤價下降較多，但煤電企業重點合同煤炭價格的上升幅度很多都超過了國家監管規定的5%，加上坑口煤和內陸煤價降幅相對較小，五大發電集團實際到場標煤價同比下降幅度較小，上半年五大發電集團累計平均到場標煤單價仍比上年同期有所增加。

　　（五）電力投資低速增長，風電、火電和核電完成投資比上年同期減少上半年，全國完成電力投資同比增長2.3%，其中，電網投資同比增長8.0%，電源投資同比下降2.6%。電源投資中，風電、火電投資同比分別下降37.3%和16.8%，火電投資占電源投資的比重比上年同期降低4.7個百分點；核電完成投資受2011年以來沒有新開工項目的影響，同比下降5.1%，結束了前幾年完成投資較快增長的態勢。

　　二、下半年全國電力供需形勢預測

　　面對經濟下行壓力的影響，我國下半年在繼續按照“穩中求進”的工作總基調基礎上，將把穩增長放在更加重要位置。

　　總體判斷，下半年經濟增速企穩回升的可能性較大。與此對應，下半年電力消費需求也將止跌回升，但增速比2011年有所回落，預計下半年全國全社會用電量為2.60~2.65萬億千瓦時，同比增長6%~8%；預計全年全國全社會用電量為4.98~5.03萬億千瓦時，同比增長6%~7%。本次用電增速預測值明顯低于年初預期，主要是上半年經濟增長回落幅度和下行壓力遠超過年初預期，同時帶來用電彈性系數遠低于年初預期。供應方面，預計新增裝機8600萬千瓦左右，其中，水電新增2000萬千瓦左右，火電新增縮小到5000萬千瓦左右，年底全口徑發電裝機容量達到11.4億千瓦左右。

　　當前，大部分地區來水情況較好，重點電廠的電煤庫存較高，各級政府部門及電力企業對迎峰度夏的準備工作較為充分，當前全國未出現電力缺口，電力工業運行平穩。預計迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，華北、華東、南方地區在用電高峰時段仍然存在一定電力缺口，但保障電力供需平衡的壓力比上年大為減輕。

　　預計全年發電設備利用小時在4550~4650小時，火電設備利用小時在5100~5200小時，均比2011年有所降低。

　　三、有關建議

　　（一）謹防部分地方自行出臺電價降價政策，研究水電大省的火電價格形成機制一是加強電價監管，防止部分地區借電力供需形勢緩和之機，出臺降低電價政策，拉動高耗能行業的生產。二是由于四川、湖南、云南等水電生產大省的火電機組在汛期除個別機組為水電機組調峰外，相當一部分機組必須停機，嚴重影響火電企業的經濟效益，應盡快研究這些水電大省的火電價格形成機制，以保障火電企業投資和生產的積極性。

　　（二）加快核準開工建設一批電力項目，加大移民工作的機制研究及協調力度一是加快核準和新開工西南水電基地等一批水電項目，加大移民工作的機制研究和協調力度，保障已核準水電項目的建設進度，確保按期投產；二是加快調峰調頻電源建設，盡快理順調峰電源的電價形成機制，解決部分省份頂峰電力短缺以及新能源調峰的問題；三是在確保安全的前提下積極推進已核準的核電站項目，保持合理的電源在建規模，保障電力供需的中長期平衡；四是加快推進跨區通道建設，盡快核準啟動一批重點項目，將“三北”地區的富裕電力輸送到東中部地區，繼續實施西電東送戰略，緩解鐵路、公路煤炭運力不足的矛盾；五是加大對智能電網以及城鄉電網改造等方面的投資力度；六是研究出臺促進分布式風電、太陽能發電發展的相關政策措施。　　（三）加強設備維護和安全管理，確保電力系統安全穩定運行迎峰度夏期間，各地最高發電負荷不斷攀升，跨區電量互濟規模加大，電力系統安全運行面臨嚴峻考驗。一是政府相關部門要高度關注和解決好火電廠為降低生產成本摻燒劣質煤，大批火電機組進行脫硫、脫硝、除塵技術改造對機組出力及安全穩定運行所帶來的問題，以及火電企業長期虧損、投入不夠給機組長期安全穩定運行帶來的隱患。二是高度重視應急工作，密切關注高溫、強降雨、臺風等極端異常天氣，強化預報預警，細化應急預案，提高應急處置能力，防止突發事件發生，確保電力系統安全穩定運行。

　　（四）加快研究解決“市場煤計劃電”和電煤運輸難題，為實現電煤價格并軌創造條件如果不是從“市場煤計劃電”和電煤運矛盾的體制、機制性問題入手，統籌提出解決辦法，僅實行電煤價格并軌可能導致電煤供求更加混亂，對電力運行特別是對中長期電力供需平衡帶來較大沖擊。為此，一是加快形成客觀反映國內實際的到廠煤炭價格指數，完善和及時實施百分之百的煤炭價格、發電上網電價和銷售電價同時聯動的煤電聯動政策；二是適當上調部分煤電聯動差價來彌補歷史欠賬，讓火電企業能夠有一個休養喘息調整的時間；三是在沒有解除鐵路運輸制約前，所有電煤重點合同轉為中長期合同，大部分市場煤合同轉為中長期合同，其電煤運輸全部列入國家重點運輸計劃且將運力主要配置給發電集團，鐵路部門優先調度安排電煤運輸。四是加快推進流通領域體制改革，減少中間環節，取締不合理的中間環節收費，由中央政府統一規范省級政府隨煤炭征收基金的標準，取消產煤省份的涉煤基金、煤炭出省費等不合理收費。五是優先把大部分新增煤炭資源配置給大型發電集團，并支持發電企業與煤炭企業兼并、聯營。六是國家對電煤實行集中統一規范管理，加強對電煤價格監管，強化電煤合同執行的全過程監管。七是鼓勵煤炭進口，降低進口煤炭增值稅率。目前，國家有關部門應加強對當前重點合同煤執行情況的監督檢查，重點查處煤炭價格違規、捆綁簽訂合同、高價搭售市場煤等違規行為。

　　（五）建立健全節能減排相關政策脫硝、脫硫、除塵等一系列設備改造及維護費用導致企業成本增加，短期內無法彌補。如目前發電企業同步建設脫硝設施的單位總成本約為1.2分/千瓦時，技改加裝脫硝設施的單位總成本約為1.5分/千瓦時，而目前的脫硝試點電價僅為0.8分/千瓦時，難以彌補脫硝運營成本和投資。建議國家加大對電力環保改造政策支持力度，盡快完善脫硫、脫硝電價配套政策措施，促進電力行業節能減排政策落實。