2012年，受世界經(jīng)濟持續(xù)低迷、國內(nèi)經(jīng)濟增速放緩影響，全社會用電量同比增長5.5%，增速較上年回落6.5個百分點。第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量保持兩位數(shù)增長，第一產(chǎn)業(yè)用電量與上年基本持平，第二產(chǎn)業(yè)尤其是高耗能行業(yè)用電量增速回落幅度較大，是全社會用電量增速回落的根本拉動因素。電力供應能力穩(wěn)步增加，完成投資額有所下降；來水較好水電大發(fā)，水電設備利用小時同比提高536小時；電煤供應總體平穩(wěn)，火電設備利用小時同比下降340小時；并網(wǎng)風電裝機容量超過6000萬千瓦，發(fā)電量超過1000億千瓦時，風電設備利用小時同比增加18小時，但東北地區(qū)風電設備利用小時比上年有所下降；太陽能發(fā)電量增長四倍以上。火電機組供電標準煤耗以及煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放績效值均比上年有所下降。全國電力供需總體平衡，東北和西北地區(qū)電力供應能力有一定富余，南方電網(wǎng)區(qū)域在前四月有少量錯峰限電。
2013年，我國經(jīng)濟將繼續(xù)趨穩(wěn)回升，帶動用電需求增速回升，預計國內(nèi)生產(chǎn)總值增長7.5%-9.0%、推薦8.0%左右，相應地全社會用電量同比增長6.5%-8.5%、推薦7.5%左右。預計年底全國全口徑發(fā)電裝機容量12.3億千瓦左右，全年發(fā)電設備利用小時4700-4800小時，其中火電5050-5150小時、較上年有所增加，全國電煤供應總體平穩(wěn)，局部地區(qū)電煤運輸偏緊。全年全國電力供需總體平衡，東北地區(qū)電力富余增加，西北地區(qū)仍有電力富余，華東及華北地區(qū)的部分省份在部分高峰時段可能有少量電力缺口。
（一）全社會用電量增速大幅回落，用電量步入個位數(shù)增長時期
根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會2012年全國電力工業(yè)年快報統(tǒng)計(下同)，2012年全國全社會用電量4.96萬億千瓦時，同比增長5.5%，增速比上年回落6.5個百分點，各季度增速分別為6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，與同期GDP增速變化趨勢相吻合。用電增速回落到個位數(shù)，既是受世界經(jīng)濟持續(xù)低迷、國家宏觀調(diào)控共同作用帶來的國內(nèi)經(jīng)濟增長放緩所致，更是我國經(jīng)濟經(jīng)歷三十年高速增長、從工業(yè)化初、中期轉入中后期發(fā)展階段所必經(jīng)的國內(nèi)經(jīng)濟轉型期在電力工業(yè)的具體體現(xiàn)。
圖1 2011-2012年分月全社會用電量及其增速統(tǒng)計圖
注：圖中1-2月用電量顯示的是1-2月合計用電量的平均值；1-2月增速顯示的是1-2月合計用電量增速。
分產(chǎn)業(yè)看，2012年，第一產(chǎn)業(yè)用電量與上年持平。第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長3.9%，其中化工、建材、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高耗能行業(yè)合計用電量同比增長2.7%，增速比上年回落10.8個百分點，四大高耗能行業(yè)用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率（即四大高耗能行業(yè)用電增長量占全社會用電增長量的比重）比上年降低了20.3個百分點，反映出四大高耗能行業(yè)用電增速大幅回落是第二產(chǎn)業(yè)及全社會用電量增速回落的根本原因；第四季度，由于市場預期轉暖及補庫存等因素，四大高耗能行業(yè)用電量增速回升至7.6%，對全社會用電量增長的貢獻率回升到33.3%，明顯高于前三季度的貢獻率（7.1%），帶動全社會用電量增速快速回升。第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電量分別比上年增長11.5%、10.7%，對全社會用電量增長的貢獻率分別高出上年10.3和12.9個百分點，延續(xù)了近年來對全社會用電量增長起到明顯支撐作用的特征。
圖2 2011、2012年電力消費結構圖
圖3 2009-2012年各產(chǎn)業(yè)及居民用電對全社會用電增長貢獻率圖
（二）電力供應能力繼續(xù)增強，結構進一步優(yōu)化
2012年,基建新增發(fā)電設備容量8020萬千瓦，年底全國發(fā)電裝機11.45億千瓦，同比增長7.8%；完成投資7466億元，同比下降1.9%；全口徑發(fā)電量4.98萬億千瓦時、同比增長5.2%，發(fā)電設備平均利用小時4572小時、同比下降158小時。
圖4 2011、2012年底發(fā)電設備容量結構圖
全國水電年底裝機2.49億千瓦，同比增長6.8%；投資同比增長31.5%；發(fā)電量同比增長29.3％，水電設備平均利用小時比上年提高536小時。
并網(wǎng)風電年底裝機6083萬千瓦，躍居世界第一；發(fā)電量1004億千瓦時，首次超過核電發(fā)電量；風電設備平均利用小時比上年提高18小時，風電利用率略有提高，其中分散開發(fā)的省份利用小時較高，供應能力富裕且集中開發(fā)的東北地區(qū)有所下降。
并網(wǎng)太陽能年底裝機328萬千瓦，同比增長47.8%；發(fā)電量35億千瓦時，比上年增長4.1倍。
核電年底裝機1257萬千瓦，與上年持平；發(fā)電量982億千瓦時，同比增長12.6%。
火電完成投資繼續(xù)下降，年底裝機8.19億千瓦，同比增長6.6%，所占全國裝機容量比重較上年回落0.7個百分點；電煤供應總體平穩(wěn)，發(fā)電量同比增長0.3%，全國火電設備平均利用小時比上年降低340小時。
全國火電機組供電標準煤耗326克/千瓦時，同比下降3克/千瓦時；煙氣脫硫機組占煤電機組的比例約為90%；煙氣脫硝機組容量達到2.3億千瓦，同比增長65%；煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放績效值均比上年有所下降。
2012年，全國跨區(qū)送電量2018億千瓦時、同比增長20.2%，跨省輸出電量7222億千瓦時、同比增長14.2%。其中，西北外送電量同比增長9.1%；華中外送同比增長38.0%，包括送華東增長48.2%、送西北增長146.5%、通過特高壓送華北同比增長231.9%；南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量1243億千瓦時、同比增長28.3%，增速較上年提高41.5個百分點。
（三）全國電力供需總體平衡
2012年，全國電力供需總體平衡。華北、華東和華中區(qū)域電力供需平衡；東北和西北區(qū)域電力供應能力富余；南方區(qū)域前緊后松、總體平衡，在前四月出現(xiàn)少量錯峰限電。
二、2013年全國電力供需形勢預測
（一）國內(nèi)經(jīng)濟企穩(wěn)回升，用電增速有所回升
2013年是全面貫徹落實黨的十八大精神的開局年，也是實施“十二五”規(guī)劃承前啟后的重要年份，在以往五年規(guī)劃的第三年和地方政府換屆年都會出現(xiàn)以基建投資拉動為主的投資高峰，同時，我國將繼續(xù)實施積極的財政政策和穩(wěn)健的貨幣政策，前期穩(wěn)增長系列政策的效果也將進一步顯現(xiàn)，國際經(jīng)濟形勢也可能會有所好轉，盡管目前國內(nèi)外經(jīng)濟形勢還存在較大的不確定性以及國家繼續(xù)推動經(jīng)濟結構調(diào)整，但總體來看，我國經(jīng)濟企穩(wěn)回升的勢頭有望進一步鞏固。中央經(jīng)濟工作會議確定了國內(nèi)生產(chǎn)總值增長7.5%左右的目標，結合歷年來實際執(zhí)行結果大多超過預期值的實際，綜合各方預測結果，初步預測2013年GDP增長7.5%-9.0%、推薦8.0%左右，相應全國全社會用電量增長6.5%-8.5%，推薦5.33萬億千瓦時左右、增長7.5%左右。其中, 第一產(chǎn)業(yè)用電增長4.0%-6.0%，第二產(chǎn)業(yè)用電增長5.5%-7.5%，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電增長繼續(xù)保持10.0%-12.0%。
（二）新增發(fā)電裝機超過上年，火電新增裝機繼續(xù)減少
預計2013年全國新增裝機8700萬千瓦左右，其中火電4000萬千瓦左右。預計2013年底全國發(fā)電裝機12.3億千瓦左右，發(fā)電裝機規(guī)模有望躍居世界第一，其中水電2.8億千瓦、火電8.6億千瓦、核電1478萬千瓦、并網(wǎng)風電7500萬千瓦、并網(wǎng)太陽能600萬千瓦左右(若國家政策及時出臺并落實到位，有望超過1000萬千瓦)。
（三）影響電力供需的外部因素分析
氣候變化頻繁以及可能出現(xiàn)的極端氣候將對電力供需產(chǎn)生較大影響。近年來，冬季供暖和夏季降溫負荷增長較快，在全社會用電負荷中的比重穩(wěn)步提高，同時，近幾年氣候變化頻繁、氣溫波動加劇，氣候對用電負荷的影響越來越明顯。2013年如果出現(xiàn)持續(xù)高溫高濕度天氣，將可能出現(xiàn)降溫負荷集中釋放的情況，因此需要重視迎峰度夏期間極端高溫天氣出現(xiàn)的可能性以及對電力保障能力和電力供需平衡的影響。
上年蓄水情況能夠保證汛前水電生產(chǎn)，但全年來水情況存在不確定性。來水情況對大部分地區(qū)尤其是水電比重偏大地區(qū)(如華中和南方電網(wǎng)地區(qū))的電力供需影響很大。2012年底，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域重點水電廠蓄能值同比增加27億千瓦時，南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域三大流域蓄能值同比增加155億千瓦時，水電廠蓄水情況較好將有利于保證汛前水電生產(chǎn)，但汛期及汛后水電來水情況仍有較大的不確定性。
電煤供應總體平穩(wěn)，局部地區(qū)電煤運輸偏緊。預計2013年煤炭進口量繼續(xù)保持較大規(guī)模，國內(nèi)電煤供應及市場煤炭價格總體平穩(wěn)，考慮到重點合同電煤價格并軌影響及鐵路運輸價格上漲，以及受極端天氣、來水及運輸條件等多重因素影響，局部地區(qū)、部分時段存在煤炭市場短缺、煤炭價格上漲的可能，全年到廠電煤價格較上年很可能在波動中略有上升。考慮到山西、內(nèi)蒙古、新疆等主要煤炭基地的跨區(qū)外運通道能力并未明顯提高，煤炭運輸瓶頸問題沒有得到根本解決，在需求回升的環(huán)境下，在用煤高峰時段，部分地區(qū)尤其是煤炭主要外送基地仍可能存在運輸能力偏緊的情況。
天然氣供應總體偏緊，部分地區(qū)較為嚴重。當前我國天然氣市場供需兩旺，天然氣供應總體偏緊，去冬今春迎峰度冬期間，各地天然氣需求量迅速上升，部分地區(qū)尤其是華東、南方等區(qū)域受天然氣氣源、管網(wǎng)、儲氣庫等因素影響，在用氣高峰時段天然氣供應緊張，影響部分天然氣發(fā)電機組頂峰發(fā)電，今年初浙江等地已出現(xiàn)此種情況。2013年天然氣價格改革可能逐步在全國大范圍推廣，將推高天然氣發(fā)電成本，而當前我國天然氣發(fā)電價格機制尚未形成，給燃氣發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營狀況帶來風險，也將影響到天然氣發(fā)電機組的頂峰發(fā)電能力。
（四）2013年全國電力供需總體平衡
根據(jù)預測和初步平衡，2013年全國電力供需總體平衡,東北地區(qū)供應富余能力增加；西北地區(qū)供應能力有一定富余；南方區(qū)域電力供需平衡有余；華中區(qū)域電力供需總體平衡；受跨區(qū)通道能力制約、部分機組停機進行脫硝改造以及天然氣供應緊張等因素影響，考慮高溫、來水等不確定性，華東和華北地區(qū)的部分省份在部分高峰時段可能有少量電力缺口。預計全年發(fā)電設備利用小時4700-4800小時，其中火電設備利用小時5050-5150小時，均比2012年有所提高。
三、有關建議
（一）加大水電開工規(guī)模，繼續(xù)優(yōu)化電源布局和結構
為實現(xiàn)國務院提出的2020年非化石能源占一次能源消費比重15%左右和“十二五”規(guī)劃綱要提出的2015年11.4% 的約束性指標目標，較為經(jīng)濟和安全的實現(xiàn)途徑是在確保移民和生態(tài)環(huán)境條件下，優(yōu)先開發(fā)水電。為此建議：一是按規(guī)劃及時核準、新開工西南水電基地等一批水電項目，加強移民協(xié)調(diào)力度，確保已核準水電項目的建設進度，確保按期投產(chǎn)；二是針對東北區(qū)域發(fā)電裝機長期富余較多、利用小時低的實際情況，“十二五”期間嚴格控制區(qū)域內(nèi)包括火電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模，以消化現(xiàn)有供應能力，提高存量資產(chǎn)效益；三是盡快完善并落實促進風電、太陽能發(fā)電、分布式能源系統(tǒng)發(fā)展的相關政策措施，實現(xiàn)有序發(fā)展；四是加強調(diào)峰調(diào)頻電源建設，以提高電力系統(tǒng)消納風電、光伏發(fā)電的能力；五是優(yōu)化發(fā)展煤電，積極發(fā)展清潔煤發(fā)電，鼓勵發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)。
（二）立足國情，完善機制，促進風電、太陽能發(fā)電和分布式能源科學有序發(fā)展
推進生態(tài)文明建設，建設美麗中國，客觀要求立足社會主義初級階段基本國情，結合生態(tài)文明建設進程要求和自主技術創(chuàng)新，加快水電、風電、太陽能發(fā)電以及分布式能源發(fā)展。需要切實貫徹落實《可再生能源法》，落實國務院能源主管部門職責，為此建議：一是統(tǒng)籌兼顧我國經(jīng)濟社會對國家財政補貼能力、電價承受能力、電力系統(tǒng)消納能力以及一次能源資源條件，優(yōu)化可再生能源發(fā)電和分布式能源結構，科學制定全國風電、太陽能發(fā)電和分布式能源發(fā)展中長期總量目標，減緩電價較快增加壓力，促進國內(nèi)經(jīng)濟提升國際競爭力。風電、太陽能發(fā)電和分布式能源發(fā)展目標要與分年度的國家財政補貼總額、電價水平、稅收政策等直接掛鉤；二是要加大國家財政補貼額度，做到開發(fā)目標與財政補貼額度相平衡，進一步優(yōu)化發(fā)放流程，確保及時足額發(fā)放財政補貼；三是堅持集中與分散相結合原則，立足能源和電力行業(yè)整體發(fā)展規(guī)劃來制定風電、太陽能發(fā)電和分布式能源發(fā)展規(guī)劃，實現(xiàn)區(qū)域布局及項目與消納市場、配套電網(wǎng)以及調(diào)峰電源相統(tǒng)籌，做到國家與地方規(guī)劃相統(tǒng)一；四是要統(tǒng)籌項目核準，提前核準開工配套電網(wǎng)工程和調(diào)峰電源，確保風電、太陽能發(fā)電和分布式能源項目及時送出、合理消納。沒有落實好財政補貼、稅收政策和電價的電源項目，政府不得核準開工；五是堅持用技術標準引導和規(guī)范，抓緊制定和完善科學的技術標準體系和相關管理辦法。電網(wǎng)企業(yè)應根據(jù)國家風電、太陽能發(fā)電和分布式能源發(fā)展規(guī)劃，及時開工建設國家核準的電網(wǎng)項目，確保電源項目及時并網(wǎng)；按照國家及地方政府發(fā)電計劃和電力調(diào)度、交易規(guī)則，在確保電力系統(tǒng)安全的前提下，優(yōu)先調(diào)度和合理消納電力電量。發(fā)電企業(yè)應嚴格執(zhí)行國家技術標準，配合電網(wǎng)企業(yè)保障電網(wǎng)安全；六是不斷加快技術創(chuàng)新，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統(tǒng)能源發(fā)電的競爭力。
（三）加快特高壓及智能電網(wǎng)建設，提高跨區(qū)跨省電力交換能力，加大城鄉(xiāng)電網(wǎng)改造力度
針對我國能源資源與需求逆向分布特點，以及提高消納風電、太陽能發(fā)電及分布式能源能力的客觀要求，為此建議：一是盡快核準建設一批重點項目，加快哈密南-鄭州、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，推進蒙西-長沙、蒙西-湖北、錫盟-泰州、寧東-浙江等特高壓跨區(qū)通道前期工作，提高西南水電基地及“三北”地區(qū)煤電、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能電網(wǎng)建設，提高電力系統(tǒng)對風電及太陽能發(fā)電等的消納能力，滿足用戶多樣化的電力需求；三是加大城鄉(xiāng)電網(wǎng)改造力度，促進城鎮(zhèn)化建設，提高配電網(wǎng)對分布式能源的消納能力。
（四）做好電煤價格并軌后續(xù)工作，加快電價機制改革
2012年底國家出臺了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，自2013年起取消重點電煤合同，并提出完善煤電價格聯(lián)動機制。電煤價格并軌后，應做好相關后續(xù)工作：一是國家相關部門應加快制定并落實煤電聯(lián)動實施細則，出臺相關煤炭價格指數(shù)、電煤中長期合同監(jiān)管規(guī)范等；二是利用好國際市場煤炭相對寬松的環(huán)境，進一步擴大煤炭進口，滿足東部沿海地區(qū)煤炭需求，平抑國內(nèi)電煤市場價格；三是要確保并軌后電力安全穩(wěn)定運行，著重解決好局部地區(qū)性問題，如黑龍江、安徽、重慶、山東等部分重點合同煤與市場煤差價較大的地方以及“三北地區(qū)”供熱機組重點合同電煤比重較高的地方，國家要適當考慮電煤價格并軌后企業(yè)增大的經(jīng)營壓力；四是解決發(fā)電企業(yè)歷史欠賬問題。
同時，應盡快完善一次能源價格、上網(wǎng)電價、銷售電價之間的聯(lián)動機制，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之一。建議：一是加快發(fā)電環(huán)節(jié)電價改革。盡快理順煤電關系，研究云南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機制，以保障火電企業(yè)投資和生產(chǎn)的積極性。盡快調(diào)整完善水電價格形成機制。理順調(diào)峰電源的電價形成機制，加快形成天然氣發(fā)電價格機制；二是加快制定出臺獨立的輸配電價；三是加強電價監(jiān)管，防止部分地區(qū)借電力供需形勢緩和之機，出臺降低電價政策，拉動高耗能行業(yè)的生產(chǎn)。
（五）積極推動電力行業(yè)節(jié)能減排工作，不斷提高電能在終端能源的消費比重
電力工業(yè)作為能源轉換行業(yè)，在實現(xiàn)將低品位的熱能轉換為高品位的電能，促進煤炭的清潔、高效、方便利用，從宏觀上改善大氣環(huán)境質量方面，具有不可替代的關鍵性和基礎性作用。為了加快解決我國嚴重灰霾天氣的環(huán)境問題，為此建議：一是加快以電代煤的步伐，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重，加大熱電聯(lián)產(chǎn)的力度，不斷提升電力消費占一次能源比重和電能占終端能源消費比重，以提高能源利用效率和降低全社會的污染物排放水平；二是通過市場機制和經(jīng)濟手段促進節(jié)能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，加快推進火電氮氧化物排污權交易、發(fā)電權交易等方式；三是電力行業(yè)繼續(xù)按照節(jié)能減排規(guī)劃、排放標準等要求，高質量完成好脫硝改造計劃，提高現(xiàn)有除塵、脫硫、脫硝設施運行的穩(wěn)定性和可靠性，提高設施運行維護管理水平，發(fā)揮好現(xiàn)有環(huán)保設施的污染物控制能力。
