年上半年全國電力供需總體平衡。第二產業(yè)用電增長4.9%、略低于全國平均增長水平。下半年，我國經濟有望保持平穩(wěn)增長，全國電力供需也將總體平衡。

中國電力企業(yè)聯合會副秘書長歐陽昌裕判斷，今年迎峰度夏期間，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。下半年東北和西北區(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。

高耗能用電增速回落

根據中電聯統(tǒng)計，今年上半年，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。

其中，第二產業(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，反映出我國在調結構方面取得積極進展。但同時，工業(yè)用電增速低于第二產業(yè)增速，第二產業(yè)用電增速低于全社會用電增速，這一狀況也需要相關部門給予高度關注。

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)域電網看，華北電網區(qū)域同比增長4.4%，其中二季度同比增長4.3%；東北電網區(qū)域同比增長4.0%，其中二季度同比增長3.5%；華東電網區(qū)域同比增長4.5%，其中二季度同比增長7.1%；華中電網區(qū)域同比增長3.6%，其中二季度同比增長5.3%；西北電網區(qū)域同比增長12.4%，其中二季度同比增長11.8%；南方電網區(qū)域同比增長5.6%，其中二季度同比增長5.6%。

根據國家統(tǒng)計局統(tǒng)計，上半年全國規(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%。

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(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%?；痣姲l(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。

下半年用電有望回升

歐陽昌裕對下半年的運行態(tài)勢進行了總體分析。他指出，下半年國內經濟將繼續(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(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2.72萬億~2.77萬億千瓦時、同比增長5.0%~7.0%，全年全社會用電量5.22萬億~5.27萬億千瓦時、同比增長5.0%~6.0%。

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，并有望成為世界上發(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。

綜合考慮可能出現的極端高溫天氣、長江中游及西南地區(qū)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(fā)電大規(guī)模發(fā)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(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。

電價形成機制待理順

當前，隨著電煤價格平緩下滑，火電行業(yè)已從過去嚴重虧損轉變?yōu)楫斊谟?。歐陽昌裕強調，在火電企業(yè)盈利水平不斷好轉的同時，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)上調煤價，火電企業(yè)實際享受到的到場煤價下降幅度差異較大。為此，他也建議國家近年內不宜下調電價，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。

歐陽昌裕還指出，相關部門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(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。二是國家有關部門統(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。

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

鑒于東北地區(qū)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、區(qū)域市場電煤價格上調，供熱企業(yè)虧損加大。中電聯建議指出，政府有關部門應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)經營困難。

當前，電力行業(yè)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；出臺合理的熱電聯產機組供熱價格。