上半年，國民經濟運行總體平穩，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；第一產業用電同比下降0.8%，第二產業用電增長4.9%、略低于全國平均增長水平，第三產業用電增長9.3%、延續較快增長勢頭，城鄉居民生活用電增長3.9%、但6月份增速回升至9.3%。發電裝機容量同比增長9.3%，電力供應能力充足；水電多發，設備利用小時同比提高76小時；電煤供應總體平穩，火電發電量低速增長、設備利用小時同比下降83小時；風電發電量高速增長，設備利用小時同比提高91小時。

 　　下半年，我國經濟有望保持平穩增長，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%。預計年底全國發電裝機12.3億千瓦左右，全年發電設備利用小時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，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北和華東區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

　　（一）全社會用電量保持中速增長水平

 　　根據我會統計，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。

圖1 2012、2013年上半年電力消費結構圖

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

 　　城鄉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%。

 　　高耗能行業用電增速回落，反映出我國在調結構方面取得積極進展。第二產業用電量同比增長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。工業及其制造業用電增長均為4.8%，其中化學原料及制品業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業四大重點用電行業合計用電增長4.2%、比重同比降低0.35個百分點。四大高耗能行業用電增速低于工業用電增速，工業用電增速低于第二產業增速，第二產業用電增速低于全社會用電增速。

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

圖2 2013年上半年各區域全社會用電量增速情況圖

　　（二）電力供應能力充足

 　　上半年，國家統計局統計全國規模以上電廠發電量2.43萬億千瓦時、同比增長4.4%。發電設備利用小時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%，電網投資同比增長19.1%。新增發電裝機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%，其中可再生能源發電裝機容量2.93億千瓦、同比增長14%。

圖3 2006-2013年上半年發電設備利用小時情況圖

 　　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%，并網風電新增裝機410萬千瓦，到6月底全國并網風電裝機6618萬千瓦、同比增長25.9%。并網風電發電量同比增長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6000千瓦及以上并網太陽能發電裝機464萬千瓦、上半年新增裝機138萬千瓦，發電量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。

 　　跨區跨省送電保持兩位數增長。上半年，全國跨區送電量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%。南方電網區域西電東送電量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%。

　　（三）全國電力供需總體平衡

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

　　二、下半年全國電力供需形勢預測

 　　（一）下半年國內經濟有望保持平穩增長，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，下半年國內經濟將繼續保持平穩增長態勢，全年GDP增長7.6%左右。除經濟因素外，影響下半年用電增長的重要因素是氣候因素。考慮到今年迎峰度夏期間出現持續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%。

　　（二）可再生能源裝機新增較多，電力供應能力充足

 　　預計下半年全國新增發電裝機5800萬千瓦左右，全年新增發電裝機容量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年底全國發電設備容量將達到12.3億千瓦左右，有望成為世界上發電裝機規模最大的國家，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

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

　　三、有關建議

　　（一）加快西南水電基地外送通道建設，統籌考慮西南水電開發及市場消納

 　　要高度重視并化解云南、四川等西南水電基地因現有外送通道能力趨于飽和，而可能出現的大量棄水問題：一是按規劃及時核準、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通道建設，確保外送通道按期投產。二是國家有關部門統籌考慮西南水電等可再生能源的開發及市場消納，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、太陽能等電源開發進度。

　　（二）統籌解決東北區域發電裝機富裕以及熱價偏低等問題

 　　結合東北地區電力供應能力長期富余，發電利用小時低，企業經營困難加劇的實際情況，建議“十二五”期間嚴格控制區域內包括火電、風電在內的電源開工規模，以集中消化現有供應能力。

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

　　（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，穩妥推進大用戶直供電試點，同時應防止高耗能高污染企業借機獲得優惠電價。二是加快發電環節兩部制電價改革。調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；加快形成天然氣發電價格機制；科學測算脫硝等環保改造成本，并按成本補償原則出臺環保改造電價補貼政策；出臺合理的熱電聯產機組供熱價格。三是加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，用經濟手段調動發電機組調峰調頻積極性，促進綠色能源消納。

　　（四）繼續推進煤炭市場化，強化市場配置資源的作用

 　　國務院《關于深化電煤市場化改革的指導意見》（國辦發[2012]57號）文件下發以來，總體運行良好。建議繼續嚴格執行，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，同時繼續實施充分利用“兩種資源，兩個市場”戰略。

 　　隨著電煤價格平緩下滑，火電行業從過去嚴重虧損轉變為當期盈利，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，企業邊際利潤在下降；二是去年開始的全面脫硝等環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；三是因往年煤電聯動價格遠沒到位，火電企業歷史欠賬較多，五大發電集團負債率均在80%以上，遠高于國資委預警線；四是各地煤價變化情況相異，甚至部分地區煤炭企業上調煤價（如龍煤集團要求煤價較去年底價格再上漲90元/噸，其他部分地區也有類似情況），火電企業實際享受到的到場煤價下降幅度差異較大。綜合以上因素，建議國家近年內不宜下調電價，給火電企業一個休生養息的機會，以恢復火電行業的可持續發展能力。

　　(五)做好中央下放審批權后的后續工作

 　　國務院相繼下放了一批項目審批權，縮短了審批周期，提高了工作效率，但要及早做好后續工作:一是加快發布發展規劃，強化規劃執行剛性管理。國家有關部門應加快制定電力工業“十二五”規劃，經國務院審批后公開發布。不在規劃內的項目，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劃與專項規劃統籌。風電、太陽能、分布式能源以及天燃氣發電規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。在統一規劃基礎上，取消項目審批，充分發揮市場機制作用，通過公開招標選擇項目投資主體和確定發電上網容量電價。