1、供需总体平衡 经营情况改善上半年，电力供需总体平衡。全国用电市场总体延续上年以来的中速增长水平，增速比上年同期小幅回落，第三产业持续较快增长，城乡居民生活用电量低速增长，但 6 月份回升幅度较大。水电发电量保持高速增长，火电发电量低速增长，火电设备利用小时同比下降；全国电煤供应总体宽松，企业经营情况有所改善。 一、上半年全国电力工业运行情况 （一）今年以来全社会用电量保持中速增长水平 上半年，全社会用电量 2.50 万亿千瓦时，同比增长 5.1%，比上年同期回落 0.4 个百分点；其中 6 月份同比增长 6.3%，增速比 5 月份回升1.3 个百分点，6 月份全国平均气温高于常年同期（偏高 0
2、.7）导致降温负荷增加是重要原因。无论是过去还是今年以来，GDP 增速与用电量增速、工业增加值增速与工业用电量增速均呈非线性正相关关系，变化趋势一致，只是两者变化幅度不同。 上半年，第一产业用电量同比下降 0.8%；第二产业用电量同比增长4.9%，6 月份增长 5.7%；第三产业用电量同比增长 9.3%，6 月份增长10.5%，依然持续近几年的较快增长水平；城乡居民生活用电量同比增长3.9%，比前几年来的两位数增长水平有较大回落，6 月份同比增长9.3%，比前几个月增速回升较大。 上半年，工业用电量同比增长 4.8%，其中，轻、重工业同比分别增长 4.9%和 4.8%；制造业同比增长 4.8%
3、，制造业中的化工、建材、黑色和有色金属冶炼四大重点行业合计用电量同比增长 4.2%，其中，有色金属冶炼行业增长 5.7%、化工行业增长 4.4%、黑色金属冶炼行业增长 3.5%、建材行业增长 3.1%。 上半年，东、中、西部和东北地区用电量同比分别增长4.0%、3.2%、9.3%和 4.0%，分别比上年同期回落 0.8、回落 2.8、回升1.8、回升 1.5 个百分点；6 月份东、中、西部和东北地区用电量同比分别增长 5.7%、4.9%、9.3%和 3.3%，分别比 5 月份回升 1.3、0.5、1.7 和1.4 个百分点。 （二）水电发电量保持高速增长，火电发电量低速增长，火电设备平均利用小
4、时同比下降 截至 6 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量为 11.42 亿千瓦，其中，水电 2.22 亿千瓦、火电 8.34 亿千瓦、核电 1461 万千瓦、并网风电 6618 万千瓦。上半年，全国 6000 千瓦及以上电厂发电量同比增长 5.1%，其中水电和火电发电量分别增长 15.2%和 2.5%；6 月份水电和火电发电量分别增长 8.5%和 5.2%。上半年，全国发电设备利用小时 2173 小时，同比降低 64 小时；其中水电设备 1532 小时，同比提高 76 小时，火电设备2412 小时，同比降低 83 小时。 （三）电煤供应总体宽松，火电企业经营情况有所改善 今年以来，煤
5、炭需求持续放缓、进口持续保持较大规模，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松，价格稳中略降，全国重点电厂电煤库存总体维持正常水平。截至 6 月底，全国重点电厂的电煤库存为 7389万吨、可用 21 天。火电企业和发电集团经营有所改善，但 6 月底五大发电集团资产负债率为 84.6%，仍然处于超高水平。 （四）存在的突出问题 1、西南水电存在弃水风险 主要是云南、四川等西南水电基地多个大型水电项目将在近两年投产发电，但现有外送通道能力已经接近饱和，可能存在大规模弃水风险，预计今年两省最大弃水电量最大可能达到 200 亿千瓦时和 100 亿千瓦时。2、东北区域电力供应能力长期富余 东北地区用电长期
6、增长缓慢而发电装机却增长较快，造成电力供应长期富余，预计今年超过 2000 万千瓦，火电及风电设备利用小时进一步降低，企业经营困难加剧。 3、部分地区因缺乏统筹规划造成弃风较为严重 主要是“三北”风电基地在集中大规模开发过程中，没有统筹协调好市场消纳、配套电网及调峰调频电源建设，因送不出去而弃风严重，如 2012 年吉林、蒙东和甘肃的风电设备利用小时已分别降至 1448 小时、1605 小时和 1661 小时。 4、可再生能源电价补贴不能及时足额发放 尽管目前可再生能源电价附加已提高到每度电 8 厘钱，但总量上仍难以满足大规模发展需要，上调电价压力大。同时，补贴发放流程过长过繁，补贴到位的时间
7、周期过长。 5、非居民用天然气价格上调推高天然气发电成本，影响到天然气发电机组的顶峰发电能力 目前我国天然气发电主要靠地方补贴维持运营，部分已存在亏损现象。近期国家上调非居民用天然气价格，若地方补贴不到位，天然气发电企业将全面亏损，严重影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。 二、电力供需形势预测 下半年用电需求取决于经济状况和气候变化。在国家维持当前宏观经济政策不变的情况下，下半年国内经济可能继续维持波动平稳增长态势，甚至存在一定下行压力，相应用电增长可能难以回升。但是，考虑到今年迎峰度夏期间出现持续高温天气的可能性较大，而前两年同期全国没有出现持续高温天气，预计今年三季度用电量增速将比二季度有
8、较大回升；由于上年四季度用电增速较高、基数较大，今年四季度用电量增速可能比三季度有较大回落。预计下半年全社会用电量增长 5.0%7.0%，全年用电量增长 5.0%6.0%；年底全国发电装机容量 12.3 亿千瓦左右。 二季度以来，电力企业深入贯彻党中央、国务院关于安全生产的重要指示精神，增加供应，全面排查治理安全生产隐患，强化安全应急管理，确保迎峰度夏期间安全稳定运行。综合平衡看，全国在迎峰度夏期间电力供需总体平衡，其中东北和西北电网电力供应能力富余较多，京津冀、浙江、广东和海南电网紧平衡，在出现持续高温天气下部分高峰时段可能有一定缺口。 三、有关建议 （一）加快西南水电基地外送通道建设，统筹
9、考虑西南水电开发及市场消纳 一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水，对弃水严重的省份宜适当控制风电、太阳能等电源开发进度。 （二）统筹解决东北区域发电装机富裕问题，提高现有电力资产效益 针对东北区域发电装机长期富余较多、利用小时数低的实际情况，“十二五”期间宜严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以消化现有生产能力。 （三）加快理顺电价形成机制 要把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务，一是加快
10、形成独立的输配电价机制，稳妥推进大用户直供电试点，同时应加强电价监管，防止高耗能高污染企业借机获得优惠电价。二是加快发电环节电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。（四）继续推进煤炭市场化，鼓励煤炭进口，强化市场配置资源的作用 在国际市场煤价低迷背景下进口煤炭，符合利用“两种资源，两个市场”的国家战略：一是有利于增强国家能源资源储备；二是有利于改善生态环境，进口煤炭较国内开采运输煤炭的环保效益
11、更好。目前我国出台的火电排放标准已经是世界最严格标准，国内火电厂的环保水平已达到国际先进水平；三是有利于促进煤、电市场化改革；四是有利于平抑国内能源价格，缓解用煤大户行业压力；五是有利于电煤稳定供应，提高发电效率。同时，近年来我国部分发电企业投巨资改造设备以适应掺烧国内褐煤和进口低热值煤种，若限制进口煤，将造成沿海地区电厂缺少适烧煤种而降低发电效率、提高煤耗甚至被迫停机，将给发电企业带来巨大经济损失。 （五）做好中央下放审批权后的后续工作 国务院相继下放了一批项目审批权，缩短了审批周期，提高了工作效率，但要及早做好后续工作：一是加快发布发展规划，强化规划执行刚性管理。国家有关部门应加快制定电力工业“十二五”规划，经国务院审批后公开发布。不在规划内的项目，无论是中央和地方政府都不得审批核准。二是加强电力整体规划与专项规划统筹。风电、太阳能、分布式能源以及天然气发电建设规模一定要与国家财政补贴总额直接挂钩，相互平衡。三是推进深化改革。在统一规划基础上，取消项目审批，充分发挥市场机制作用，通过公开招标选择项目投资主体和确定发电上网容量电价。
