2013年上半年電力供需形勢(shì)分析預(yù)測報(bào)告

　　上半年，國民經(jīng)濟(jì)運(yùn)行總體平穩(wěn)，全國電力供需總體平衡。全社會(huì)用電量同比增長5.1%，增速同比小幅回落；第一產(chǎn)業(yè)用電同比下降0.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電增長4.9%、略低于全國平均增長水平，第三產(chǎn)業(yè)用電增長9.3%、延續(xù)較快增長勢(shì)頭，城鄉(xiāng)居民生活用電增長3.9%、但6月份增速回升至9.3%。發(fā)電裝機(jī)容量同比增長9.3%，電力供應(yīng)能力充足；水電多發(fā)，設(shè)備利用小時(shí)同比提高76小時(shí)；電煤供應(yīng)總體平穩(wěn)，火電發(fā)電量低速增長、設(shè)備利用小時(shí)同比下降83小時(shí)；風(fēng)電發(fā)電量高速增長，設(shè)備利用小時(shí)同比提高91小時(shí)。

　　下半年，我國經(jīng)濟(jì)有望保持平穩(wěn)增長，預(yù)計(jì)迎峰度夏期間受高溫天氣等影響全社會(huì)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(yù)計(jì)年底全國發(fā)電裝機(jī)12.3億千瓦左右，全年發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)4500小時(shí)左右，火電設(shè)備利用小時(shí)4900小時(shí)左右。下半年全國電力供需總體平衡，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)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(shí)段緊平衡。

　　一、上半年全國電力供需情況分析

　　（一）全社會(huì)用電量保持中速增長水平

　　電力設(shè)備行業(yè)市場競爭力調(diào)查及投資前景預(yù)測報(bào)告統(tǒng)計(jì)顯示，上半年，全社會(huì)用電量2.50萬億千瓦時(shí)，同比增長5.1%，增速同比略降0.4個(gè)百分點(diǎn)。

　　第三產(chǎn)業(yè)延續(xù)高速增長勢(shì)頭。上半年同比增長9.3%，反映出第三產(chǎn)業(yè)市場消費(fèi)需求依然活躍，對(duì)保持經(jīng)濟(jì)和用電平穩(wěn)增長起到較大支撐作用。第三產(chǎn)業(yè)用電所占全社會(huì)用電比重同比提高0.46個(gè)百分點(diǎn)。

　　城鄉(xiāng)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(yè)用電增速回落，反映出我國在調(diào)結(jié)構(gòu)方面取得積極進(jìn)展。第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長4.9%、低于全國平均水平，占全社會(huì)用電量比重同比降低0.22個(gè)百分點(diǎn)。工業(yè)及其制造業(yè)用電增長均為4.8%，其中化學(xué)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(diǎn)用電行業(yè)合計(jì)用電增長4.2%、比重同比降低0.35個(gè)百分點(diǎn)。四大高耗能行業(yè)用電增速低于工業(yè)用電增速，工業(yè)用電增速低于第二產(chǎn)業(yè)增速，第二產(chǎn)業(yè)用電增速低于全社會(huì)用電增速。

　　西部地區(qū)用電保持較高增長。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(wǎng)看，華北電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.4%，其中二季度同比增長4.3%；東北電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.0%，其中二季度同比增長3.5%；華東電網(wǎng)區(qū)域同比增長4.5%，其中二季度同比增長7.1%；華中電網(wǎng)區(qū)域同比增長3.6%，其中二季度同比增長5.3%；西北電網(wǎng)區(qū)域同比增長12.4%，其中二季度同比增長11.8%；南方電網(wǎng)區(qū)域同比增長5.6%，其中二季度同比增長5.6%。

　　（二）電力供應(yīng)能力充足

　　上半年，國家統(tǒng)計(jì)局統(tǒng)計(jì)全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.43萬億千瓦時(shí)、同比增長4.4%。發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)2173小時(shí)、同比降低64小時(shí)。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(wǎng)投資同比增長19.1%。新增發(fā)電裝機(jī)3243萬千瓦，截至6月底全國6000千瓦及以上電廠裝機(jī)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(jī)容量2.93億千瓦、同比增長14%。

　　水電投資下降、設(shè)備利用小時(shí)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(jī)889萬千瓦，6月底全國6000千瓦及以上水電裝機(jī)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(shí)1532小時(shí)、同比提高76小時(shí)。

　　風(fēng)電投資增加、設(shè)備利用小時(shí)同比提高。上半年，風(fēng)電完成投資同比增長5.3%，并網(wǎng)風(fēng)電新增裝機(jī)410萬千瓦，到6月底全國并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)6618萬千瓦、同比增長25.9%。并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電量同比增長39.3%，設(shè)備利用小時(shí)1101小時(shí)、同比提高91小時(shí)，風(fēng)電設(shè)備利用率有所提高。6月底6000千瓦及以上并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)464萬千瓦、上半年新增裝機(jī)138萬千瓦，發(fā)電量30億千瓦時(shí)。

　　核電和火電投資下降、設(shè)備利用小時(shí)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(jī)221萬千瓦，6月底核電裝機(jī)1461萬千瓦、同比增長16.7%。核電發(fā)電量同比增長3.0%，設(shè)備利用小時(shí)3543小時(shí)、同比下降195小時(shí)。

　　上半年，火電完成投資同比下降4.2%，火電新增裝機(jī)1585萬千瓦，6月底全國6000千瓦及以上火電裝機(jī)8.34億千瓦、同比增長7.6%。火電發(fā)電量同比增長2.6%，設(shè)備利用小時(shí)2412小時(shí)、同比降低86小時(shí)。

　　跨區(qū)跨省送電保持兩位數(shù)增長。上半年，全國跨區(qū)送電量983億千瓦時(shí)、同比增長13.5%，跨省輸出電量3468億千瓦時(shí)、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(wǎng)區(qū)域西電東送電量548億千瓦時(shí)，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(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多，華北、華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡，華東區(qū)域個(gè)別省份在1月和6月出現(xiàn)錯(cuò)峰限電。

　　二、下半年全國電力供需形勢(shì)預(yù)測

　　（一）下半年國內(nèi)經(jīng)濟(jì)有望保持平穩(wěn)增長，迎峰度夏期間電力消費(fèi)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(nèi)經(jīng)濟(jì)將繼續(xù)保持平穩(wěn)增長態(tài)勢(shì)，全年GDP增長7.6%左右。除經(jīng)濟(jì)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(xiàn)持續(xù)高溫天氣的可能性較大，預(yù)計(jì)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(shù)較大，今年四季度用電量增速可能比三季度有較大回落。

　　預(yù)計(jì)下半年全國全社會(huì)用電量2.72-2.77萬億千瓦時(shí)、同比增長5.0%-7.0%，全年全社會(huì)用電量5.22-5.27萬億千瓦時(shí)、同比增長5.0%-6.0%。

　　（二）可再生能源裝機(jī)新增較多，電力供應(yīng)能力充足

　　預(yù)計(jì)下半年全國新增發(fā)電裝機(jī)5800萬千瓦左右，全年新增發(fā)電裝機(jī)容量9000萬千瓦左右。其中，可再生能源裝機(jī)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(yù)計(jì)2013年底全國發(fā)電設(shè)備容量將達(dá)到12.3億千瓦左右，有望成為世界上發(fā)電裝機(jī)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。

　　（三）下半年全國電力供需總體平衡

　　綜合考慮可能出現(xiàn)的極端高溫天氣、長江中游及西南地區(qū)可能出現(xiàn)干旱、電煤供應(yīng)、天然氣價(jià)格上調(diào)以及風(fēng)電太陽能發(fā)電大規(guī)模發(fā)展等因素對(duì)電力供需可能產(chǎn)生的影響，預(yù)計(jì)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(yīng)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(shí)段可能出現(xiàn)緊平衡。預(yù)計(jì)全年發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)4500小時(shí)左右，其中火電設(shè)備利用小時(shí)4900小時(shí)左右。

　　三、有關(guān)建議

　　（一）加快西南水電基地外送通道建設(shè)，統(tǒng)籌考慮西南水電開發(fā)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(xiàn)有外送通道能力趨于飽和，而可能出現(xiàn)的大量棄水問題：一是按規(guī)劃及時(shí)核準(zhǔn)、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(shè)，確保外送通道按期投產(chǎn)。二是國家有關(guān)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(duì)棄水嚴(yán)重的省份宜適當(dāng)控制風(fēng)電、太陽能等電源開發(fā)進(jìn)度。

　　（二）統(tǒng)籌解決東北區(qū)域發(fā)電裝機(jī)富裕以及熱價(jià)偏低等問題

　　結(jié)合東北地區(qū)電力供應(yīng)能力長期富余，發(fā)電利用小時(shí)低，企業(yè)經(jīng)營困難加劇的實(shí)際情況，建議“十二五”期間嚴(yán)格控制區(qū)域內(nèi)包括火電、風(fēng)電在內(nèi)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有供應(yīng)能力。

　　東北地區(qū)熱價(jià)長期偏低，煤熱價(jià)格倒掛現(xiàn)象較為普遍，隨著重點(diǎn)合同煤取消、龍煤等區(qū)域市場電煤價(jià)格上調(diào)，供熱企業(yè)虧損加大。建議政府有關(guān)部門對(duì)供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價(jià)，并執(zhí)行煤熱價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制；對(duì)熱價(jià)倒掛嚴(yán)重、虧損嚴(yán)重的供熱企業(yè)予以財(cái)政補(bǔ)貼，以緩解企業(yè)經(jīng)營困難。

　　（三）加快理順電價(jià)形成機(jī)制

　　要把加快推進(jìn)電價(jià)機(jī)制改革作為深化電力體制改革的首要任務(wù)：一是加快形成獨(dú)立的輸配電價(jià)機(jī)制，穩(wěn)妥推進(jìn)大用戶直供電試點(diǎn)，同時(shí)應(yīng)防止高耗能高污染企業(yè)借機(jī)獲得優(yōu)惠電價(jià)。二是加快發(fā)電環(huán)節(jié)兩部制電價(jià)改革。調(diào)整完善水電價(jià)格形成機(jī)制；研究云南、四川、湖南等水電大省的火電價(jià)格形成機(jī)制；加快形成天然氣發(fā)電價(jià)格機(jī)制；科學(xué)測算脫硝等環(huán)保改造成本，并按成本補(bǔ)償原則出臺(tái)環(huán)保改造電價(jià)補(bǔ)貼政策；出臺(tái)合理的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供熱價(jià)格。三是加快建立調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)電價(jià)機(jī)制，用經(jīng)濟(jì)手段調(diào)動(dòng)發(fā)電機(jī)組調(diào)峰調(diào)頻積極性，促進(jìn)綠色能源消納。

　　（四）繼續(xù)推進(jìn)煤炭市場化，強(qiáng)化市場配置資源的作用

　　國務(wù)院《關(guān)于深化電煤市場化改革的指導(dǎo)意見》（國辦發(fā)［2012］57號(hào)）文件下發(fā)以來，總體運(yùn)行良好。建議繼續(xù)嚴(yán)格執(zhí)行，有效整治部分省份自行實(shí)行的“煤電互保”政策，減少行政干預(yù)，同時(shí)繼續(xù)實(shí)施充分利用“兩種資源，兩個(gè)市場”戰(zhàn)略。

　　隨著電煤價(jià)格平緩下滑，火電行業(yè)從過去嚴(yán)重虧損轉(zhuǎn)變?yōu)楫?dāng)期盈利，與此同時(shí)，影響盈利的不利因素也客觀存在：一是受全社會(huì)用電需求增長下行影響，火電設(shè)備利用小時(shí)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(tái)的補(bǔ)貼電價(jià)遠(yuǎn)不能抵消成本的增加；三是因往年煤電聯(lián)動(dòng)價(jià)格遠(yuǎn)沒到位，火電企業(yè)歷史欠賬較多，五大發(fā)電集團(tuán)負(fù)債率均在80%以上，遠(yuǎn)高于國資委預(yù)警線；四是各地煤價(jià)變化情況相異，甚至部分地區(qū)煤炭企業(yè)上調(diào)煤價(jià)（如龍煤集團(tuán)要求煤價(jià)較去年底價(jià)格再上漲90元/噸，其他部分地區(qū)也有類似情況），火電企業(yè)實(shí)際享受到的到場煤價(jià)下降幅度差異較大。綜合以上因素，建議國家近年內(nèi)不宜下調(diào)電價(jià)，給火電企業(yè)一個(gè)休生養(yǎng)息的機(jī)會(huì)，以恢復(fù)火電行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展能力。

　　（五）做好中央下放審批權(quán)后的后續(xù)工作

　　國務(wù)院相繼下放了一批項(xiàng)目審批權(quán)，縮短了審批周期，提高了工作效率，但要及早做好后續(xù)工作：一是加快發(fā)布發(fā)展規(guī)劃，強(qiáng)化規(guī)劃執(zhí)行剛性管理。國家有關(guān)部門應(yīng)加快制定電力工業(yè)“十二五”規(guī)劃，經(jīng)國務(wù)院審批后公開發(fā)布。不在規(guī)劃內(nèi)的項(xiàng)目，無論是中央和地方政府都不得審批核準(zhǔn)。二是加強(qiáng)電力整體規(guī)劃與專項(xiàng)規(guī)劃統(tǒng)籌。風(fēng)電、太陽能、分布式能源以及天燃?xì)獍l(fā)電規(guī)模一定要與國家財(cái)政補(bǔ)貼總額直接掛鉤，相互平衡。三是推進(jìn)深化改革。在統(tǒng)一規(guī)劃基礎(chǔ)上，取消項(xiàng)目審批，充分發(fā)揮市場機(jī)制作用，通過公開招標(biāo)選擇項(xiàng)目投資主體和確定發(fā)電上網(wǎng)容量電價(jià)。