上半年，全國電力供需總體平衡。受經(jīng)濟增長放緩等因素影響，全社會用電量同比增長5.5%，增速回落幅度較大，工業(yè)和高耗能行業(yè)用電量增速大幅下滑，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量較快增長。受電力消費需求放緩以及水電發(fā)電量增速逐月提高的影響，4月份以來火電發(fā)電量持續(xù)負增長，火電設備利用小時下降幅度逐步加大。電力完成投資低速增長，電源投資同比下降，火電投資持續(xù)萎縮。電煤供應總體平衡，火電企業(yè)經(jīng)營仍然困難。
預計下半年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(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，東北、西北區(qū)域電力供應富余能力均超過1000萬千瓦，南方電網(wǎng)區(qū)域在一季度存在一定缺口，最大錯峰負荷653萬千瓦。主要特點是：
�。ㄒ唬┤鐣秒娏康退僭鲩L，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⿷芰^續(xù)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(fā)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(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)計局數(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。
�。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%。
�。ㄋ模╇娒汗⿷傮w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)電集團實際到場標煤價同比下降幅度較小，上半年五大發(fā)電集團累計平均到場標煤單價仍比上年同期有所增加。
�。ㄎ澹╇娏ν顿Y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(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(tài)勢。
二、下半年全國電力供需形勢預測
面對經(jīng)濟下行壓力較大影響，我國下半年在繼續(xù)按照“穩(wěn)中求進”的工作總基調(diào)基礎上，將把穩(wěn)增長放在更加重要的位置�？傮w判斷，下半年經(jīng)濟增速企穩(wěn)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(jīng)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(shù)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(fā)電裝機容量達到11.4億千瓦左右。
當前，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)對迎峰度夏的準備工作較為充分，當前全國未出現(xiàn)電力缺口，電力工業(yè)運行平穩(wěn)。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(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。預計全年發(fā)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(jiān)管，防止部分地區(qū)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(yè)的生產(chǎn)。二是由于四川、湖南、云南等水電生產(chǎn)大省的火電機組在汛期除個別機組為水電機組調(diào)峰外相當一部分機組必須停機，嚴重影響火電企業(yè)的經(jīng)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(yè)投資和生產(chǎn)的積極性。
�。ǘ┘涌旌藴书_工建設一批電力項目，加大移民工作的機制研究及協(xié)調(diào)力度
一是加快核準和新開工西南水電基地等的一批水電項目，加大移民工作的機制研究和協(xié)調(diào)力度，保障已核準水電項目的建設進度，確保按期投產(chǎn)；二是加快調(diào)峰調(diào)頻電源建設，盡快理順調(diào)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(diào)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(guī)模，保障電力供需的中長期平衡；四是加快推進跨區(qū)通道建設，盡快核準啟動一批重點項目，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；六是研究出臺促進分布式風電、太陽能發(fā)電發(fā)展的相關政策措施。
�。ㄈ┘訌娫O備維護和安全管理，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)電負荷不斷攀升，跨區(qū)電量互濟規(guī)模加大，電力系統(tǒng)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(chǎn)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(wěn)定運行所帶來的問題，以及火電企業(yè)長期虧損、投入不夠給機組長期安全穩(wěn)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(fā)事件發(fā)生，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(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、機制性問題入手統(tǒng)籌提出解決辦法的情況下，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(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；二是適當上調(diào)部分煤電聯(lián)動差價來彌補歷史欠賬，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(fā)電集團，鐵路部門優(yōu)先調(diào)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(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準，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，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，加強對電煤價格監(jiān)管，強化電煤合同執(zhí)行的全過程監(jiān)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(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(yè)成本增加，短期內(nèi)無法彌補。如目前發(fā)電企業(yè)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(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，促進電力行業(yè)節(jié)能減排政策落實。
來源：國家煤炭工業(yè)網(wǎng)
