上半年，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡。全社会用电量同比增长5.1%，增速同比小幅回落；第一产业用电同比下降0.8%，第二产业用电增长4.9%、略低于全国平均增长水平，第三产业用电增长9.3%、延续较快增长势头，城乡居民生活用电增长3.9%、但6月份增速回升至9.3%。发电装机容量同比增长9.3%，电力供应能力充足；水电多发，设备利用小时同比提高76小时；电煤供应总体平稳，火电发电量低速增长、设备利用小时同比下降83小时；风电发电量高速增长，设备利用小时同比提高91小时。

　　下半年，我国经济有望保持平稳增长，预计迎峰度夏期间受高温天气等影响全社会用电量增速有较大回升，下半年同比增长5.0%-7.0%，全年同比增长5.0%-6.0%。预计年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4500小时左右，火电设备利用小时4900小时左右。下半年全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华东区域部分省份在迎峰度夏高峰时段紧平衡。

　　一、上半年全国电力供需情况分析

　　（一）全社会用电量保持中速增长水平

　　根据我会统计，上半年，全社会用电量2.50万亿千瓦时，同比增长5.1%，增速同比略降0.4个百分点。

图1 2012、2013年上半年电力消费结构图

　　第三产业延续高速增长势头。上半年同比增长9.3%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电平稳增长起到较大支撑作用。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高0.46个百分点。

　　城乡居民生活用电量增速先低后高。上半年同比增长3.9%，为近年来的较低增长水平，但6月份增速已回升至9.3%。

　　高耗能行业用电增速回落，反映出我国在调结构方面取得积极进展。第二产业用电量同比增长4.9%、低于全国平均水平，占全社会用电量比重同比降低0.22个百分点。工业及其制造业用电增长均为4.8%，其中化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点用电行业合计用电增长4.2%、比重同比降低0.35个百分点。四大高耗能行业用电增速低于工业用电增速，工业用电增速低于第二产业增速，第二产业用电增速低于全社会用电增速。

　　西部地区用电保持较高增长。上半年，东部、中部、西部和东北地区用电同比分别增长4.0%、3.2%、9.3%和4.0%。从各区域电网看，华北电网区域同比增长4.4%，其中二季度同比增长4.3%；东北电网区域同比增长4.0%，其中二季度同比增长3.5%；华东电网区域同比增长4.5%，其中二季度同比增长7.1%；华中电网区域同比增长3.6%，其中二季度同比增长5.3%；西北电网区域同比增长12.4%，其中二季度同比增长11.8%；南方电网区域同比增长5.6%，其中二季度同比增长5.6%。

图2 2013年上半年各区域全社会用电量增速情况图

　　（二）电力供应能力充足

　　上半年，国家统计局统计全国规模以上电厂发电量2.43万亿千瓦时、同比增长4.4%。发电设备利用小时2173小时、同比降低64小时。完成投资3065亿元、同比增长7.4%，其中电源投资同比减少3.8%，电网投资同比增长19.1%。新增发电装机3243万千瓦，截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.42亿千瓦、同比增长9.3%，其中可再生能源发电装机容量2.93亿千瓦、同比增长14%。

图3 2006-2013年上半年发电设备利用小时情况图

　　水电投资下降、设备利用小时同比增加。上半年，水电完成投资同比减少7.3%，水电新增装机889万千瓦，6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.22亿千瓦、同比增长9.6%。全国6000千瓦及以上水电厂发电同比增长15.6%，平均利用小时1532小时、同比提高76小时。

　　风电投资增加、设备利用小时同比提高。上半年，风电完成投资同比增长5.3%，并网风电新增装机410万千瓦，到6月底全国并网风电装机6618万千瓦、同比增长25.9%。并网风电发电量同比增长39.3%，设备利用小时1101小时、同比提高91小时，风电设备利用率有所提高。6月底6000千瓦及以上并网太阳能发电装机464万千瓦、上半年新增装机138万千瓦，发电量30亿千瓦时。

　　核电和火电投资下降、设备利用小时同比下降。上半年，核电完成投资同比减少18.2%，核电新增装机221万千瓦，6月底核电装机1461万千瓦、同比增长16.7%。核电发电量同比增长3.0%，设备利用小时3543小时、同比下降195小时。

　　上半年，火电完成投资同比下降4.2%，火电新增装机1585万千瓦，6月底全国6000千瓦及以上火电装机8.34亿千瓦、同比增长7.6%。火电发电量同比增长2.6%，设备利用小时2412小时、同比降低86小时。

　　跨区跨省送电保持两位数增长。上半年，全国跨区送电量983亿千瓦时、同比增长13.5%，跨省输出电量3468亿千瓦时、同比增长10.1%。其中，华中外送电量增长43.5%，东北外送电量增长15.4%，西北外送电量减少11.3%。南方电网区域西电东送电量548亿千瓦时，同比增长31.8%。三峡电站送出电量同比减少5.6%。

　　（三）全国电力供需总体平衡

　　上半年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华东、华中和南方区域电力供需总体平衡，华东区域个别省份在1月和6月出现错峰限电。

　　二、下半年全国电力供需形势预测

　　（一）下半年国内经济有望保持平稳增长，迎峰度夏期间电力消费在高温天气等因素影响下增速有望较大回升

　　总体判断，下半年国内经济将继续保持平稳增长态势，全年GDP增长7.6%左右。除经济因素外，影响下半年用电增长的重要因素是气候因素。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，预计今年三季度用电量增速将比二季度有较大回升；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。

　　预计下半年全国全社会用电量2.72-2.77万亿千瓦时、同比增长5.0%-7.0%，全年全社会用电量5.22-5.27万亿千瓦时、同比增长5.0%-6.0%。

　　（二）可再生能源装机新增较多，电力供应能力充足

　　预计下半年全国新增发电装机5800万千瓦左右，全年新增发电装机容量9000万千瓦左右。其中，可再生能源装机新增4700万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，有望成为世界上发电装机规模最大的国家，其中可再生能源3.6亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦。

　　（三）下半年全国电力供需总体平衡

　　综合考虑可能出现的极端高温天气、长江中游及西南地区可能出现干旱、电煤供应、天然气价格上调以及风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计下半年全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华中和南方区域电力供需总体平衡；受跨区跨省通道能力制约等影响，华北和华东区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现紧平衡。预计全年发电设备利用小时4500小时左右，其中火电设备利用小时4900小时左右。

　　三、有关建议

　　（一）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳

　　要高度重视并化解云南、四川等西南水电基地因现有外送通道能力趋于饱和，而可能出现的大量弃水问题：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。三是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以及热价偏低等问题

　　结合东北地区电力供应能力长期富余，发电利用小时低，企业经营困难加剧的实际情况，建议“十二五”期间严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有供应能力。

　　东北地区热价长期偏低，煤热价格倒挂现象较为普遍，随着重点合同煤取消、龙煤等区域市场电煤价格上调，供热企业亏损加大。建议政府有关部门对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难。

　　（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。二是加快发电环节两部制电价改革。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；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。三是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进绿色能源消纳。

　　（四）继续推进煤炭市场化，强化市场配置资源的作用

　　国务院《关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发[2012]57号）文件下发以来，总体运行良好。建议继续严格执行，有效整治部分省份自行实行的“煤电互保”政策，减少行政干预，同时继续实施充分利用“两种资源，两个市场”战略。

　　随着电煤价格平缓下滑，火电行业从过去严重亏损转变为当期盈利，与此同时，影响盈利的不利因素也客观存在：一是受全社会用电需求增长下行影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降；二是去年开始的全面脱硝等环保改造工作需要较大投资，而国家出台的补贴电价远不能抵消成本的增加；三是因往年煤电联动价格远没到位，火电企业历史欠账较多，五大发电集团负债率均在80%以上，远高于国资委预警线；四是各地煤价变化情况相异，甚至部分地区煤炭企业上调煤价（如龙煤集团要求煤价较去年底价格再上涨90元/吨，其他部分地区也有类似情况），火电企业实际享受到的到场煤价下降幅度差异较大。综合以上因素，建议国家近年内不宜下调电价，给火电企业一个休生养息的机会，以恢复火电行业的可持续发展能力。

　　(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、分布式能源以及天燃气发电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。