上半年，國民經(jīng)濟運行總體平穩(wěn)，全國電力供需總體平衡。全社會用電量同比增長5.1%，增速同比小幅回落；第一產(chǎn)業(yè)用電同比下降0.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電增長4.9%、略低于全國平均增長水平，第三產(chǎn)業(yè)用電增長9.3%、延續(xù)較快增長勢頭，城鄉(xiāng)居民生活用電增長3.9%、但6月份增速回升至9.3%。發(fā)電裝機容量同比增長9.3%，電力供應能力充足；水電多發(fā)，設備利用小時同比提高76小時；電煤供應總體平穩(wěn)，火電發(fā)電量低速增長、設備利用小時同比下降83小時；風電發(fā)電量高速增長，設備利用小時同比提高91小時。

　　下半年，我國經(jīng)濟有望保持平穩(wěn)增長，預計迎峰度夏期間受高溫天氣等影響全社會用電量增速有較大回升，下半年同比增長5.0%-7.0%，全年同比增長5.0%-6.0%。預計年底全國發(fā)電裝機12.3億千瓦左右，全年發(fā)電設備利用小時4500小時左右，火電設備利用小時4900小時左右。下半年全國電力供需總體平衡，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華北和華東區(qū)域部分省份在迎峰度夏高峰時段緊平衡。

　　一、上半年全國電力供需情況分析

　?。ㄒ唬┤鐣秒娏勘３种兴僭鲩L水平

　　根據(jù)我會統(tǒng)計，上半年，全社會用電量2.50萬億千瓦時，同比增長5.1%，增速同比略降0.4個百分點。

　　第三產(chǎn)業(yè)延續(xù)高速增長勢頭。上半年同比增長9.3%，反映出第三產(chǎn)業(yè)市場消費需求依然活躍，對保持經(jīng)濟和用電平穩(wěn)增長起到較大支撐作用。第三產(chǎn)業(yè)用電所占全社會用電比重同比提高0.46個百分點。

　　城鄉(xiāng)居民生活用電量增速先低后高。上半年同比增長3.9%，為近年來的較低增長水平，但6月份增速已回升至9.3%。

　　高耗能行業(yè)用電增速回落，反映出我國在調(diào)結(jié)構(gòu)方面取得積極進展。第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長4.9%、低于全國平均水平，占全社會用電量比重同比降低0.22個百分點。工業(yè)及其制造業(yè)用電增長均為4.8%，其中化學原料及制品業(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)四大重點用電行業(yè)合計用電增長4.2%、比重同比降低0.35個百分點。四大高耗能行業(yè)用電增速低于工業(yè)用電增速，工業(yè)用電增速低于第二產(chǎn)業(yè)增速，第二產(chǎn)業(yè)用電增速低于全社會用電增速。

　　西部地區(qū)用電保持較高增長。上半年，東部、中部、西部和東北地區(qū)用電同比分別增長4.0%、3.2%、9.3%和4.0%。從各區(qū)域電網(wǎng)看，華北電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.4%，其中二季度同比增長4.3%；東北電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.0%，其中二季度同比增長3.5%；華東電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.5%，其中二季度同比增長7.1%；華中電網(wǎng)區(qū)域同比增長3.6%，其中二季度同比增長5.3%；西北電網(wǎng)區(qū)域同比增長12.4%，其中二季度同比增長11.8%；南方電網(wǎng)區(qū)域同比增長5.6%，其中二季度同比增長5.6%。

　?。ǘ╇娏芰Τ渥?/p>

　　上半年，國家統(tǒng)計局統(tǒng)計全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.43萬億千瓦時、同比增長4.4%。發(fā)電設備利用小時2173小時、同比降低64小時。完成投資3065億元、同比增長7.4%，其中電源投資同比減少3.8%，電網(wǎng)投資同比增長19.1%。新增發(fā)電裝機3243萬千瓦，截至6月底全國6000千瓦及以上電廠裝機容量11.42億千瓦、同比增長9.3%，其中可再生能源發(fā)電裝機容量2.93億千瓦、同比增長14%。

　　水電投資下降、設備利用小時同比增加。上半年，水電完成投資同比減少7.3%，水電新增裝機889萬千瓦，6月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.22億千瓦、同比增長9.6%。全國6000千瓦及以上水電廠發(fā)電同比增長15.6%，平均利用小時1532小時、同比提高76小時。

　　風電投資增加、設備利用小時同比提高。上半年，風電完成投資同比增長5.3%，并網(wǎng)風電新增裝機410萬千瓦， 到6月底全國并網(wǎng)風電裝機6618萬千瓦、同比增長25.9%。并網(wǎng)風電發(fā)電量同比增長39.3%，設備利用小時1101小時、同比提高91小時，風電設備利用率有所提高。6月底6000千瓦及以上并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機464萬千瓦、上半年新增裝機138萬千瓦，發(fā)電量30億千瓦時。

　　核電和火電投資下降、設備利用小時同比下降。上半年，核電完成投資同比減少18.2%，核電新增裝機221萬千瓦， 6月底核電裝機1461萬千瓦、同比增長16.7%。核電發(fā)電量同比增長3.0%，設備利用小時3543小時、同比下降195小時。

　　上半年，火電完成投資同比下降4.2%，火電新增裝機1585萬千瓦， 6月底全國6000千瓦及以上火電裝機8.34億千瓦、同比增長7.6%。火電發(fā)電量同比增長2.6%，設備利用小時2412小時、同比降低86小時。

　　跨區(qū)跨省送電保持兩位數(shù)增長。上半年，全國跨區(qū)送電量983億千瓦時、同比增長13.5%，跨省輸出電量3468億千瓦時、同比增長10.1%。其中，華中外送電量增長43.5%，東北外送電量增長15.4%，西北外送電量減少11.3%。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量548億千瓦時，同比增長31.8%。三峽電站送出電量同比減少5.6%。

　?。ㄈ┤珖娏┬杩傮w平衡

　　上半年，全國電力供需總體平衡。其中，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華北、華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡，華東區(qū)域個別省份在1月和6月出現(xiàn)錯峰限電。

　　二、下半年全國電力供需形勢預測

　?。ㄒ唬┫掳肽陣鴥?nèi)經(jīng)濟有望保持平穩(wěn)增長，迎峰度夏期間電力消費在高溫天氣等因素影響下增速有望較大回升

　　總體判斷，下半年國內(nèi)經(jīng)濟將繼續(xù)保持平穩(wěn)增長態(tài)勢，全年GDP增長7.6%左右。除經(jīng)濟因素外，影響下半年用電增長的重要因素是氣候因素?？紤]到今年迎峰度夏期間出現(xiàn)持續(xù)高溫天氣的可能性較大，預計今年三季度用電量增速將比二季度有較大回升；由于上年四季度用電增速較高、基數(shù)較大，今年四季度用電量增速可能比三季度有較大回落。

　　預計下半年全國全社會用電量2.72-2.77萬億千瓦時、同比增長5.0%-7.0%，全年全社會用電量5.22 -5.27萬億千瓦時、同比增長5.0%-6.0%。

　?。ǘ┛稍偕茉囱b機新增較多，電力供應能力充足

　　預計下半年全國新增發(fā)電裝機5800萬千瓦左右，全年新增發(fā)電裝機容量9000萬千瓦左右。其中，可再生能源裝機新增4700萬千瓦左右，火電新增4000萬千瓦左右，核電新增221萬千瓦。預計2013年底全國發(fā)電設備容量將達到12.3億千瓦左右，有望成為世界上發(fā)電裝機規(guī)模最大的國家，其中可再生能源3.6億千瓦、火電8.6億千瓦、核電1461萬千瓦。

　　（三）下半年全國電力供需總體平衡

　　綜合考慮可能出現(xiàn)的極端高溫天氣、長江中游及西南地區(qū)可能出現(xiàn)干旱、電煤供應、天然氣價格上調(diào)以及風電太陽能發(fā)電大規(guī)模發(fā)展等因素對電力供需可能產(chǎn)生的影響，預計下半年全國電力供需總體平衡。其中，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多；華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡；受跨區(qū)跨省通道能力制約等影響，華北和華東區(qū)域部分省份在迎峰度夏高峰時段可能出現(xiàn)緊平衡。預計全年發(fā)電設備利用小時4500小時左右，其中火電設備利用小時4900小時左右。

　　三、有關(guān)建議

　　（一）加快西南水電基地外送通道建設，統(tǒng)籌考慮西南水電開發(fā)及市場消納

　　要高度重視并化解云南、四川等西南水電基地因現(xiàn)有外送通道能力趨于飽和，而可能出現(xiàn)的大量棄水問題：一是按規(guī)劃及時核準、開工西南水電基地的外送通道，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送電廣西等交直流特高壓跨區(qū)通道建設，確保外送通道按期投產(chǎn)。二是國家有關(guān)部門統(tǒng)籌考慮西南水電等可再生能源的開發(fā)及市場消納，防止水電大量棄水。三是對棄水嚴重的省份宜適當控制風電、太陽能等電源開發(fā)進度。

　　（二）統(tǒng)籌解決東北區(qū)域發(fā)電裝機富裕以及熱價偏低等問題

　　結(jié)合東北地區(qū)電力供應能力長期富余，發(fā)電利用小時低，企業(yè)經(jīng)營困難加劇的實際情況，建議“十二五”期間嚴格控制區(qū)域內(nèi)包括火電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有供應能力。

　　東北地區(qū)熱價長期偏低，煤熱價格倒掛現(xiàn)象較為普遍，隨著重點合同煤取消、龍煤等區(qū)域市場電煤價格上調(diào)，供熱企業(yè)虧損加大。建議政府有關(guān)部門對供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價，并執(zhí)行煤熱價格聯(lián)動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業(yè)予以財政補貼，以緩解企業(yè)經(jīng)營困難。

　　（三）加快理順電價形成機制

　　要把加快推進電價機制改革作為深化電力體制改革的首要任務：一是加快形成獨立的輸配電價機制，穩(wěn)妥推進大用戶直供電試點，同時應防止高耗能高污染企業(yè)借機獲得優(yōu)惠電價。二是加快發(fā)電環(huán)節(jié)兩部制電價改革。調(diào)整完善水電價格形成機制；研究云南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機制；加快形成天然氣發(fā)電價格機制；科學測算脫硝等環(huán)保改造成本，并按成本補償原則出臺環(huán)保改造電價補貼政策；出臺合理的熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱價格。三是加快建立調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務電價機制，用經(jīng)濟手段調(diào)動發(fā)電機組調(diào)峰調(diào)頻積極性，促進綠色能源消納。

　　（四）繼續(xù)推進煤炭市場化，強化市場配置資源的作用

　　國務院《關(guān)于深化電煤市場化改革的指導意見》（國辦發(fā)[2012]57號）文件下發(fā)以來，總體運行良好。建議繼續(xù)嚴格執(zhí)行，有效整治部分省份自行實行的“煤電互保”政策，減少行政干預，同時繼續(xù)實施充分利用“兩種資源，兩個市場”戰(zhàn)略。

　　隨著電煤價格平緩下滑，火電行業(yè)從過去嚴重虧損轉(zhuǎn)變?yōu)楫斊谟?，與此同時，影響盈利的不利因素也客觀存在：一是受全社會用電需求增長下行影響，火電設備利用小時下降，企業(yè)邊際利潤在下降；二是去年開始的全面脫硝等環(huán)保改造工作需要較大投資，而國家出臺的補貼電價遠不能抵消成本的增加；三是因往年煤電聯(lián)動價格遠沒到位，火電企業(yè)歷史欠賬較多，五大發(fā)電集團負債率均在80%以上，遠高于國資委預警線；四是各地煤價變化情況相異，甚至部分地區(qū)煤炭企業(yè)上調(diào)煤價（如龍煤集團要求煤價較去年底價格再上漲90元/噸，其他部分地區(qū)也有類似情況），火電企業(yè)實際享受到的到場煤價下降幅度差異較大。綜合以上因素，建議國家近年內(nèi)不宜下調(diào)電價，給火電企業(yè)一個休生養(yǎng)息的機會，以恢復火電行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展能力。

　　(五)做好中央下放審批權(quán)后的后續(xù)工作

　　國務院相繼下放了一批項目審批權(quán)，縮短了審批周期，提高了工作效率，但要及早做好后續(xù)工作:一是加快發(fā)布發(fā)展規(guī)劃，強化規(guī)劃執(zhí)行剛性管理。國家有關(guān)部門應加快制定電力工業(yè)“十二五”規(guī)劃，經(jīng)國務院審批后公開發(fā)布。不在規(guī)劃內(nèi)的項目，無論是中央和地方政府都不得審批核準。二是加強電力整體規(guī)劃與專項規(guī)劃統(tǒng)籌。風電、太陽能、分布式能源以及天燃氣發(fā)電規(guī)模一定要與國家財政補貼總額直接掛鉤，相互平衡。三是推進深化改革。在統(tǒng)一規(guī)劃基礎(chǔ)上，取消項目審批，充分發(fā)揮市場機制作用，通過公開招標選擇項目投資主體和確定發(fā)電上網(wǎng)容量電價。