预计下半年全国全社会用电量同比增长6%-8%，全年同比增长6%-7%。总体判断，迎峰度夏期间全国电力供需总体平衡,电量略有富裕，部分地区省份在用电高峰时段仍然存在一定电力缺口，但保障电力供需平衡的压力比上年大为减轻。全年全国发电设备利用小时及火电设备利用小时比上年有所降低。

一、上半年全国电力供需状况分析

上半年，受用电需求增长放缓、来水较好水电大发、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，电量略有富裕，供需形势比上年同期明显好转，东北、西北区域电力供应富余能力均超过1000万千瓦，南方电网区域在一季度存在一定缺口，最大错峰负荷653万千瓦。主要特点是：

（一）全社会用电量低速增长，增速回落幅度较大

上半年，全国全社会用电量2.38万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年同期回落6.7个百分点。分季度来看，第一、二季度全社会用电量同比分别增长6.8%和4.3%，主要受经济增长明显回落及气候影响，二季度用电量增速回落明显。分月来看，3月份用电量4160亿千瓦时，同比增长7.0%，为上半年各月份中用电量规模最大、增速最高的一个月（1、2月份增速按1-2月累计增速考虑）；4月份增速降至3.7%，为2009年6月份以来用电量月度最低增速；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个百分点。

上半年，第一产业用电量同比下降2.0%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分别增长3.7%、3.7%和2.5%，增速均比上年同期明显回落，其中4月份增速均为2009年7月份以来的最低增速；第二产业一、二季度用电量同比分别增长4.5%和2.9%，上半年占全社会用电量的比重比上年同期降低1.3个百分点；制造业中的化学原料及制品业、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行业合计用电量同比增长1.6%，占全社会用电量的比重比上年同期降低1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率比上年同期大幅降低21.2个百分点，是工业乃至全社会用电量增速明显回落的一个重要原因。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长12.1%和12.7%，对全社会用电量增长的贡献率分别为22.3%和27.4%，分别高出上年同期10.4和15.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用。

上半年，东、中、西、东北区域用电量增速分别为4.8%、6.0%、7.5%和2.5%，增速分别比上年同期回落6.3、5.8、8.3和6.4个百分点；二季度，其对应的用电量增速分别为3.7%、2.6%、7.6%和1.6%，分别比一季度增速回落2.2、回落6.8、回升0.1、回落1.6个百分点。

（二）电力供应能力继续增长，火电新增装机容量减幅较大

截至6月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量为10.47亿千瓦，比上年同期增长8.7%，其中水、火电增速相对偏低。上半年，全国新增发电生产能力2585万千瓦，比上年同期减少892万千瓦，主要是火电比上年同期减少744万千瓦。

根据国家统计局数据，上半年，全国规模以上电厂发电量同比增长3.7%；其中，水电发电量同比增长9.9％，主要因大部分省份二季度来水情况较好，水电发电量增长较快；火电发电量同比增长2.6%，特别是受电力消费需求回落及二季度水电发电量较快增长的共同影响，火电发电量增速自4月份以来逐步回落。

上半年，全国发电设备累计平均利用小时2234小时，比上年同期降低95小时。其中，水电设备利用小时1455小时，比上年同期增加47小时；火电设备利用小时为2489小时，比上年同期降低113小时，为“十一五”以来除2009年以外的各年同期最低水平。

（三）跨区跨省送电较快增长，华中和三峡上半年累计外送电量实现正增长

上半年，全国完成跨省输出电量同比增长8.0%，完成跨区送电量同比增长18.7%。其中，西北外送电量同比增长27.9%；华北外送电量同比增长69.8%，其中华北通过特高压送华中同比增长105.3%；华中外送电量由一季度的同比下降0.3%转为上半年同比增长15.0%。南方电网区域受枯水期来水偏枯影响，送出电量同比下降14.1%，仍然延续负增长，但5、6月份来水情况已有所好转，当月西电东送电量已分别增长2.8%和25.6%。三峡累计送出电量由一季度的同比下降6.4%转为上半年同比增长9.3%。

（四）电煤供应总体平稳，下水市场煤价下降较多，但发电企业累计到厂煤价同比仍有上升

截至6月底，全国重点电厂的电煤库存为9125万吨，可用27天。虽然今年以来，尤其是6月份以来沿海下水市场煤价下降较多，但煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价同比下降幅度较小，上半年五大发电集团累计平均到场标煤单价仍比上年同期有所增加。

（五）电力投资低速增长，风电、火电和核电完成投资比上年同期减少

上半年，全国完成电力投资同比增长2.3%，其中，电网投资同比增长8.0%，电源投资同比下降2.6%。电源投资中，风电、火电投资同比分别下降37.3%和16.8%，火电投资占电源投资的比重比上年同期降低4.7个百分点；核电完成投资受2011年以来没有新开工项目的影响，同比下降5.1%，结束了前几年完成投资较快增长的态势。

二、下半年全国电力供需形势预测

面对经济下行压力较大影响，我国下半年在继续按照“稳中求进”的工作总基调基础上，将把稳增长放在更加重要的位置。总体判断，下半年经济增速企稳回升的可能性较大。与此对应，下半年电力消费需求也将止跌回升，但增速比2011年有所回落，预计下半年全国全社会用电量为2.60-2.65万亿千瓦时，同比增长6%-8%；预计全年全国全社会用电量为4.98 -5.03万亿千瓦时，同比增长6%-7%。本次用电增速预测值明显低于年初预期，主要是上半年经济增长回落幅度和下行压力远超过年初预期，同时带来用电弹性系数远低于年初预期。供应方面，预计新增装机8600万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。

当前，大部分地区来水情况较好，重点电厂的电煤库存较高，各级政府部门及电力企业对迎峰度夏的准备工作较为充分，当前全国未出现电力缺口，电力工业运行平稳。预计迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华北、华东、南方地区在用电高峰时段仍然存在一定电力缺口，但保障电力供需平衡的压力比上年大为减轻。预计全年发电设备利用小时在4550-4650小时，火电设备利用小时在5100-5200小时，均比2011年有所降低。

三、有关建议

（一）谨防部分地方自行出台电价降价政策，研究水电大省的火电价格形成机制

一是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。二是由于四川、湖南、云南等水电生产大省的火电机组在汛期除个别机组为水电机组调峰外相当一部分机组必须停机，严重影响火电企业的经济效益，应尽快研究这些水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性。

（二）加快核准开工建设一批电力项目，加大移民工作的机制研究及协调力度

一是加快核准和新开工西南水电基地等的一批水电项目，加大移民工作的机制研究和协调力度，保障已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；二是加快调峰调频电源建设，尽快理顺调峰电源的电价形成机制，解决部分省份顶峰电力短缺以及新能源调峰的问题；三是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡；四是加快推进跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区，继续实施西电东送战略，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾；五是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度；六是研究出台促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施。

（三）加强设备维护和安全管理，确保电力系统安全稳定运行

迎峰度夏期间，各地最高发电负荷不断攀升，跨区电量互济规模加大，电力系统安全运行面临严峻考验。一是政府相关部门要高度关注和解决好火电厂为降低生产成本掺烧劣质煤，大批火电机组进行脱硫、脱硝、除尘技术改造对机组出力及安全稳定运行所带来的问题，以及火电企业长期亏损、投入不够给机组长期安全稳定运行带来的隐患。二是高度重视应急工作，密切关注高温、强降雨、台风等极端异常天气，强化预报预警，细化应急预案，提高应急处置能力，防止突发事件发生，保证电力系统安全稳定运行。

（四）加快研究解决“市场煤计划电”和电煤运输难题，为实现电煤价格并轨创造条件

如果不是从“市场煤计划电”和电煤运矛盾的体制、机制性问题入手统筹提出解决办法的情况下，仅实行电煤价格并轨可能导致电煤供求更加混乱，对电力运行特别是对中长期电力供需平衡带来较大冲击。为此，一是加快形成客观反映国内实际的到厂煤炭价格指数，完善和及时实施百分之百的煤炭价格、发电上网电价和销售电价同时联动的煤电联动政策；二是适当上调部分煤电联动差价来弥补历史欠账，让火电企业能够有一个休养喘息调整的时间；三是在没有解除铁路运输制约前，所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。四是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费，由中央政府统一规范省级政府随煤炭征收基金的标准，取消产煤省份的涉煤基金、煤炭出省费等不合理收费。五是优先把大部分新增煤炭资源配置给大型发电集团，并支持发电企业与煤炭企业兼并、联营。六是国家对电煤实行集中统一规范管理，加强对电煤价格监管，强化电煤合同执行的全过程监管。七是鼓励煤炭进口，降低进口煤炭增值税率。目前，国家有关部门应加强对当前重点合同煤执行情况的监督检查，重点查处煤炭价格违规、捆绑签订合同、高价搭售市场煤等违规行为。

（五）建立健全节能减排相关政策

脱硝、脱硫、除尘等一系列设备改造及维护费用导致企业成本增加，短期内无法弥补。如目前发电企业同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.2分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.5分/千瓦时，而目前的脱硝试点电价仅为0.8分/千瓦时，难以弥补脱硝运营成本和投资。建议国家加大对电力环保改造政策支持力度，尽快完善脱硫、脱硝电价配套政策措施，促进电力行业节能减排政策落实。