1、12012 年电力工业经济运行情况及 2013 年预测2012 年，全国电力供需总体平衡，部分地区电力供应能力有一定富余，为近年来电力供需形势较为平稳的一年。受经济增长放缓等因素影响，全国电力消费增速明显回落，全年电力消费增速呈现前三季度低速增长、第四季度企稳回升的态势；第三产业和城乡居民生活用电量持续较快增长，第四季度随着经济的趋稳回升，第二产业及其工业用电量成为带动全社会用电量增速回升的主要动力。由于电力消费增速回落及水电大发，全年火电设备利用小时比 2011 年明显下降。 一、2012 年全国电力工业运行主要特点 （一）全国电力消费增速比 2011 年明显回落，但第四季度电力消费增速已企
2、稳回升 根据我会 2012 年全国电力工业年快报统计，2012 年，全国全社会用电量 4.96 万亿千瓦时，比 2011 年增长 5.5%，增速回落 6.5 个百分点，增速明显回落主要是受经济增长明显放缓的影响。第一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长 6.8%、4.3%和 3.6%，与 GDP 增速逐季回落、但幅度逐季收窄的变化趋势相吻合。第四季度，全社会用电量增速达到7.3%，与四季度我国宏观经济总体趋稳向好的运行态势相吻合，表明前期“稳增长”的政策措施效果逐步显现，经济正逐渐趋稳回升。 （二）第二产业前三季度用电量增速偏低，但第四季度增速明显回升，成为带动全社会用电量增速回升的主要动力
3、 22012 年，第一产业用电量零增长；第二产业用电量同比增长 3.9%，低于同期全社会用电量增速 1.6 个百分点，是前三季度全社会用电量增速持续回落的主要原因，前三个季度第二产业用电量同比分别增长4.5%、2.9%和 1.6%，而第四季度增速回升至 6.7%，且第四季度各月同比分别增长 5.9%、7.0%和 8.5%，对全社会用电量增长的贡献率均超过70%，成为带动全社会用电量增速回升的主要动力；第三产业和城乡居民生活用电量同比分别增长 11.5%和 10.7%，持续较快增长，对全社会用电量的增长起到较大拉动作用（尤其在前三季度） 。 （三）第四季度各月工业及制造业用电量增速持续回升 20
4、12 年，工业用电量同比增长 3.9%，比 2011 年回落 8.2 个百分点，工业用电量占全社会用电量比重为 72.7%，比上年降低 1.1 个百分点；第一、二、三季度工业用电量同比分别增长 4.5%、2.9%和 1.5%，第四季度回升至 6.7%，10、11 和 12 月份增速分别为 5.9%、7.0%和 8.5%，增速逐月回升，与工业生产形势趋稳回升的态势相吻合。分轻、重工业看，2012 年轻、重工业用电量同比分别增长 4.3%和 3.8%，其中重工业各季度增速分别为 4.8%、2.5%、0.7%和 7.2%，第四季度增速明显回升。 2012 年，制造业用电量同比增长 3.2%，低于全社
5、会用电量平均增速2.3 个百分点；第一、二、三季度同比分别增长 2.1%、2.9%和 1.7%，维持低速增长水平，但第四季度用电量增速回升至 6.1%。2012 年，化工、建材、黑色金属冶炼及压延和有色金属冶炼及压延四大重点行业合计用电量同比增长 2.7%，增速比同期全社会用电量平均增长水平低 2.8 个百分点，比 2011 年大幅回落 10.8 个百分点；四大行业合计用电量各季度3增速分别为 1.1%、2.0%、0.0%和 7.6%，四季度增速已明显回升，四季度四大行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率达到 33.3%，明显高于前三季度的 7.1%，是带动全社会用电量增速回升的重要原因。
6、（四）西部区域各季度用电量增速均偏高于其他区域，第四季度各区域用电量增速均有较为明显的回升 2012 年，西部区域用电量同比增长 8.3%，增速持续领先于其他区域，但区域内的重庆、广西、宁夏、四川增速均低于全国平均增长水平；中部区域用电量同比增长 5.3%，略低于全国平均增长水平，其中安徽增速为 11.5%，而江西、湖北和河南增速均低于 4%；东部区域用电量同比增长 4.6%，其中海南增速为 12.3%，而上海、浙江、河北和天津增速均低于 4%；东北区域用电量同比增长 2.2%，增速偏低于其他区域，其中吉林和辽宁分别增长 1.1%和 2.1%。 分季度看，东部和东北区域用电量增速呈现出前三季度
7、逐季回落、第四季度明显回升的特征，第四季度增速分别为 6.5%和 4.9%，分别比第三季度回升 4.1 和 6.2 个百分点；西部区域用电量增速前三季度基本平稳，第四季度升至 10.3%，比第三季度上升 2.7 个百分点；中部区域用电量增速从第一季度的 9.4%降至第二季度的 2.6%，但随后的第三、四季度增速分别回升至 3.2%和 6.3%。 （五）电源完成投资比上年有所减少，电网完成投资与上年基本持平 2012 年，全国电力工程完成投资 7466 亿元，比上年降低 1.9%。其中，电源完成投资 3772 亿元，比上年降低 3.9%；电网完成投资 3693 亿4元，比上年增长 0.2%。电源
8、投资中，火电投资比上年降低 10.5%，延续了“十一五”以来逐年递减的态势，火电投资所占电源投资比重降至26.9%；风电由于基数增大及部分地区风电消纳问题逐渐显现影响到企业投资积极性，投资比上年大幅减少 31.8%，结束了“十一五”以来快速增长的态势；而水电投资同比增长 31.5%，核电完成投资同比增长 1.8%。 2012 年，全国基建新增发电装机容量 8020 万千瓦，比上年减少1416 万千瓦，主要是火电新增装机容量减少 1176 万千瓦，此外，并网风电新增装机容量减少 243 万千瓦，而水电新增装机容量比上年增加 268万千瓦。截至 2012 年底，全国全口径发电装机容量为 11.4
9、亿千瓦，其中，水电 2.5 亿千瓦、火电 8.2 亿千瓦、并网风电 6083 万千瓦。 （六）水电发电量增速较高，而火电发电量接近零增长，火电设备利用小时比上年下降较多 2012 年，全国全口径发电量为 4.98 万亿千瓦时，比 2011 年增长5.2%，增速回落 6.7 个百分点。分类型看，由于来水形势较好，全口径水电发电量比上年增长 29.3%，占总发电量的 17.4%，比上年提高 3.2 个百分点；由于需求回落及水电大发，全口径火电发电量增长 0.3%，占总发电量的比重为 78.6%，比上年降低 3.9 个百分点。 2012 年，全国发电设备平均利用小时 4572 小时，比上年降低 15
10、8 小时。其中，水电设备平均利用小时为 3555 小时，比上年提高 536 小时；火电设备平均利用小时为 4965 小时，比上年降低 340 小时；风电设备利用小时为 1893小时，比上年提高 18 小时。 （七）电煤供应总体平稳，发电企业经营情况有所改善 52012 年，重点电厂电煤库存总体维持较高水平。截至 12 月底，全国重点电厂的电煤库存为 8113 万吨，可用 19 天，仍处于较高水平，但 10月份以来电煤库存总体处于持续减少的态势。由于煤炭市场消费需求总体回落，2012 年以来煤炭价格总体处于下行态势，尤其是 6 月至 7 月上旬沿海下水市场煤价下降较多，近月来市场煤炭价格已基本平
11、稳。 由于 2011 年电价调整，以及 2012 年火电企业的燃料成本压力有所减轻，水电生产形势相对较好，加上企业贷款利率的下降，企业融资成本有所减少，发电企业经营情况总体有所改善，但是火电企业经营依然困难，五大发电集团全年火电企业亏损面仍超过了 40%，五大发电集团的合计负债率仍高达 85%。 二、全国电力供需形势预测 2013 年，电力消费需求情况取决于国家宏观调控政策特别是拉动内需政策的力度和效果，初步预计国家出台的一系列稳定经济增长的政策措施效果继续显现，全年 GDP 增速在 7.5%9%，预计全年全社会用电量增速在 6.5%8.5%，比 2012 年有所回升。2013 年，电力装机供
12、应能力仍保持一定增长水平，全年新增装机容量预计超过 8500 万千瓦，全国电力供应能力总体上能满足电力消费的需求；电力保障要素方面，当前重点水电厂蓄水情况较好，能有效保障汛期前的水电生产维持往年正常水平，同时，国内煤炭产能总体上能保障煤炭消费需求，且仍保持一定的煤炭进口规模，因此电煤供应总体充足。综合分析，预计 2013 年我国电力供需总体平衡，局部地区电力供应能力仍有一定富余，但江苏、浙江等部分省份在用电高峰时段可能因天然气供应紧张导致气电机组不能顶6峰发电以及部分火电机组停机进行脱硝等环保技改的影响，电力供需偏紧。 三、建议 （一）继续优化电源布局和结构，加快核准开工建设一批重点电力项目
13、一是尽快出台并落实好促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施；二是加快核准和新开工西南水电基地等一批水电项目，加大移民工作的机制研究，加强移民工作的协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；三是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡；四是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电能力，同时，加快建设一批燃气电站并且理顺调峰电源的电价形成机制；五是继续实施西电东送战略，加快推进特高压等跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的风电及富裕电力输送到东中部地区；六是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度，
14、尽快研究出台电力普遍服务机制。 （二）关注煤电联动政策的执行力，加快电价体制改革 2012 年 12 月 20 日，国家出台了关于深化电煤市场化改革的指导意见 ，自 2013 年起取消重点电煤合同，并提出了完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过 5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30%调整为 10%，通过这一机制，在煤价过快上涨时能有效缓解电力企业的经营压力。为了更好地贯彻此7次改革意见，国家相关部门应提升政策的执行力，落实相关实施细则，出台相关煤炭价格指数、电煤中长期合同监管规范等。 同时，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制
15、，引导电力资源的合理配置和高效利用，把电价改革方案纳入到电力体制改革的总体方案当中；研究云南、四川等水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性；此外，加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。 （三）落实并完善新能源电价补贴政策，通过各种经济、财税、信贷等措施来缓解电力企业经营压力，提高行业可持续发展能力 针对当前新能源电价补贴款兑现滞后的问题，尽快落实好现有的新能源电价补贴政策，清还目前的新能源补贴欠款，并完善补贴政策，缩短补贴款兑现时间；此外，针对新能源电价补贴经费不足的问题，国家应拓展新能源补贴经费的来源，同时各个部门之间加强沟通，做好新能源补贴经费与新能源的发展规划相协调。 近些年来，受煤电联动不到位等因素影响，电力企业火电业务持续亏损，导致企业负债率持续攀升至高位。针对企业承担社会责任造成的政策性亏损，同时要保证电网、电源可持续发展，建议国家有关部门通过各种经济、财税、信贷等措施予以弥补历史欠账，以提高电力企业持续发展能力，满足电力发展对资金的需求。
