來源：中國電力企業(yè)聯(lián)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(zhuǎn)。全社會用電量低速增長，增速回落幅度較大。電力供應(yīng)能力繼續(xù)增長，火電新增裝機(jī)容量減幅較大。電煤供應(yīng)總體平穩(wěn)，下水市場煤價下降較多，但發(fā)電企業(yè)累計到廠煤價同比仍有上升。

　　●下半年：預(yù)計全國全社會用電量同比增長6%~8%，全年同比增長6%~7%?？傮w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(qū)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(fā)電設(shè)備利用小時及火電設(shè)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(fā)、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(zhuǎn)，東北、西北區(qū)域電力供應(yīng)富余能力均超過1000萬千瓦，南方電網(wǎng)區(qū)域在一季度存在一定缺口，最大錯峰負(fù)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(jīng)濟(jì)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(guī)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(chǎn)業(yè)用電量同比下降2.0%。第二產(chǎn)業(yè)及其所屬工業(yè)、制造業(yè)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(chǎn)業(yè)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(yè)中的化學(xué)原料及制品業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)四大重點行業(yè)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(xiàn)率比上年同期大幅降低21.2個百分點，是工業(yè)乃至全社會用電量增速明顯回落的一個重要原因。第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)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(xiàn)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(qū)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(yīng)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。

　?。ǘ╇娏?yīng)能力繼續(xù)增長，火電新增裝機(jī)容量減幅較大截至6月底，全國6000千瓦及以上發(fā)電裝機(jī)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(fā)電生產(chǎn)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(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，上半年，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量同比增長3.7%；其中，水電發(fā)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(fā)電量增長較快；火電發(fā)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(fā)電量較快增長的共同影響，火電發(fā)電量增速自4月份以來逐步回落。

　　上半年，全國發(fā)電設(shè)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(shè)備利用小時1455小時，比上年同期增加47小時；火電設(shè)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。

　?。ㄈ┛鐓^(qū)跨省送電較快增長，華中和三峽上半年累計外送電量實現(xiàn)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(qū)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(zhuǎn)為上半年同比增長15.0%。南方電網(wǎng)區(qū)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(xù)負(fù)增長，但5、6月份來水情況已有所好轉(zhuǎn)，當(dāng)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(zhuǎn)為上半年同比增長9.3%。

　?。ㄋ模╇娒汗?yīng)總體平穩(wěn)，下水市場煤價下降較多，但發(fā)電企業(yè)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(yè)重點合同煤炭價格的上升幅度很多都超過了國家監(jiān)管規(guī)定的5%，加上坑口煤和內(nèi)陸煤價降幅相對較小，五大發(fā)電集團(tuán)實際到場標(biāo)煤價同比下降幅度較小，上半年五大發(fā)電集團(tuán)累計平均到場標(biāo)煤單價仍比上年同期有所增加。

　?。ㄎ澹╇娏ν顿Y低速增長，風(fēng)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(wǎng)投資同比增長8.0%，電源投資同比下降2.6%。電源投資中，風(fēng)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(jié)束了前幾年完成投資較快增長的態(tài)勢。

　　二、下半年全國電力供需形勢預(yù)測

　　面對經(jīng)濟(jì)下行壓力的影響，我國下半年在繼續(xù)按照“穩(wěn)中求進(jìn)”的工作總基調(diào)基礎(chǔ)上，將把穩(wěn)增長放在更加重要位置。

　　總體判斷，下半年經(jīng)濟(jì)增速企穩(wěn)回升的可能性較大。與此對應(yīng)，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(yù)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(yù)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(yù)測值明顯低于年初預(yù)期，主要是上半年經(jīng)濟(jì)增長回落幅度和下行壓力遠(yuǎn)超過年初預(yù)期，同時帶來用電彈性系數(shù)遠(yuǎn)低于年初預(yù)期。供應(yīng)方面，預(yù)計新增裝機(jī)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(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到11.4億千瓦左右。

　　當(dāng)前，大部分地區(qū)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(yè)對迎峰度夏的準(zhǔn)備工作較為充分，當(dāng)前全國未出現(xiàn)電力缺口，電力工業(yè)運行平穩(wěn)。預(yù)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(qū)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(yù)計全年發(fā)電設(shè)備利用小時在4550~4650小時，火電設(shè)備利用小時在5100~5200小時，均比2011年有所降低。

　　三、有關(guān)建議

　?。ㄒ唬┲?jǐn)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(jī)制一是加強(qiáng)電價監(jiān)管，防止部分地區(qū)借電力供需形勢緩和之機(jī)，出臺降低電價政策，拉動高耗能行業(yè)的生產(chǎn)。二是由于四川、湖南、云南等水電生產(chǎn)大省的火電機(jī)組在汛期除個別機(jī)組為水電機(jī)組調(diào)峰外，相當(dāng)一部分機(jī)組必須停機(jī)，嚴(yán)重影響火電企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益，應(yīng)盡快研究這些水電大省的火電價格形成機(jī)制，以保障火電企業(yè)投資和生產(chǎn)的積極性。

　　（二）加快核準(zhǔn)開工建設(shè)一批電力項目，加大移民工作的機(jī)制研究及協(xié)調(diào)力度一是加快核準(zhǔn)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(jī)制研究和協(xié)調(diào)力度，保障已核準(zhǔn)水電項目的建設(shè)進(jìn)度，確保按期投產(chǎn)；二是加快調(diào)峰調(diào)頻電源建設(shè)，盡快理順調(diào)峰電源的電價形成機(jī)制，解決部分省份頂峰電力短缺以及新能源調(diào)峰的問題；三是在確保安全的前提下積極推進(jìn)已核準(zhǔn)的核電站項目，保持合理的電源在建規(guī)模，保障電力供需的中長期平衡；四是加快推進(jìn)跨區(qū)通道建設(shè)，盡快核準(zhǔn)啟動一批重點項目，將“三北”地區(qū)的富裕電力輸送到東中部地區(qū)，繼續(xù)實施西電東送戰(zhàn)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(wǎng)以及城鄉(xiāng)電網(wǎng)改造等方面的投資力度；六是研究出臺促進(jìn)分布式風(fēng)電、太陽能發(fā)電發(fā)展的相關(guān)政策措施。　?。ㄈ┘訌?qiáng)設(shè)備維護(hù)和安全管理，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行迎峰度夏期間，各地最高發(fā)電負(fù)荷不斷攀升，跨區(qū)電量互濟(jì)規(guī)模加大，電力系統(tǒng)安全運行面臨嚴(yán)峻考驗。一是政府相關(guān)部門要高度關(guān)注和解決好火電廠為降低生產(chǎn)成本摻燒劣質(zhì)煤，大批火電機(jī)組進(jìn)行脫硫、脫硝、除塵技術(shù)改造對機(jī)組出力及安全穩(wěn)定運行所帶來的問題，以及火電企業(yè)長期虧損、投入不夠給機(jī)組長期安全穩(wěn)定運行帶來的隱患。二是高度重視應(yīng)急工作，密切關(guān)注高溫、強(qiáng)降雨、臺風(fēng)等極端異常天氣，強(qiáng)化預(yù)報預(yù)警，細(xì)化應(yīng)急預(yù)案，提高應(yīng)急處置能力，防止突發(fā)事件發(fā)生，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

　?。ㄋ模┘涌煅芯拷鉀Q“市場煤計劃電”和電煤運輸難題，為實現(xiàn)電煤價格并軌創(chuàng)造條件如果不是從“市場煤計劃電”和電煤運矛盾的體制、機(jī)制性問題入手，統(tǒng)籌提出解決辦法，僅實行電煤價格并軌可能導(dǎo)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(nèi)實際的到廠煤炭價格指數(shù)，完善和及時實施百分之百的煤炭價格、發(fā)電上網(wǎng)電價和銷售電價同時聯(lián)動的煤電聯(lián)動政策；二是適當(dāng)上調(diào)部分煤電聯(lián)動差價來彌補(bǔ)歷史欠賬，讓火電企業(yè)能夠有一個休養(yǎng)喘息調(diào)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(zhuǎn)為中長期合同，大部分市場煤合同轉(zhuǎn)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(fā)電集團(tuán)，鐵路部門優(yōu)先調(diào)度安排電煤運輸。四是加快推進(jìn)流通領(lǐng)域體制改革，減少中間環(huán)節(jié)，取締不合理的中間環(huán)節(jié)收費，由中央政府統(tǒng)一規(guī)范省級政府隨煤炭征收基金的標(biāo)準(zhǔn)，取消產(chǎn)煤省份的涉煤基金、煤炭出省費等不合理收費。五是優(yōu)先把大部分新增煤炭資源配置給大型發(fā)電集團(tuán)，并支持發(fā)電企業(yè)與煤炭企業(yè)兼并、聯(lián)營。六是國家對電煤實行集中統(tǒng)一規(guī)范管理，加強(qiáng)對電煤價格監(jiān)管，強(qiáng)化電煤合同執(zhí)行的全過程監(jiān)管。七是鼓勵煤炭進(jìn)口，降低進(jìn)口煤炭增值稅率。目前，國家有關(guān)部門應(yīng)加強(qiáng)對當(dāng)前重點合同煤執(zhí)行情況的監(jiān)督檢查，重點查處煤炭價格違規(guī)、捆綁簽訂合同、高價搭售市場煤等違規(guī)行為。

　?。ㄎ澹┙⒔∪?jié)能減排相關(guān)政策脫硝、脫硫、除塵等一系列設(shè)備改造及維護(hù)費用導(dǎo)致企業(yè)成本增加，短期內(nèi)無法彌補(bǔ)。如目前發(fā)電企業(yè)同步建設(shè)脫硝設(shè)施的單位總成本約為1.2分/千瓦時，技改加裝脫硝設(shè)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(bǔ)脫硝運營成本和投資。建議國家加大對電力環(huán)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(jìn)電力行業(yè)節(jié)能減排政策落實。