4月27日，中電聯發布了《2013年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》，該報告指出，今年一季度，國民經濟運行總體平穩，全社會用電量同比增長4.3%，增速較上年同期及四季度均有所回落。第一產業用電同比下降0.3%，第二產業及城鄉居民生活用電低速增長，增速分別為3.8%和3.1%，第三產業3月份用電量同比下降0.4%。電力供應能力穩步增加，發電裝機容量同比增長9.0%；水電多發、水電設備利用小時同比提高83小時；電煤供應總體平穩、火電設備利用小時同比下降95小時。全國電力供需總體平衡。

后三季度，我國經濟增長有望溫和回升，用電需求增速也將有所回升，預計上半年全國全社會用電量同比增長5.5%-6.5%，全年全社會用電量同比增長6.5%-8.5%。預計年底全國發電裝機12.3億千瓦左右，全年發電設備利用小時4700-4800小時。全年全國電力供需總體平衡、部分地區供需寬松，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華東和華北區域部分省份在迎峰度夏高峰時段可能出現電力供應偏緊。具體內容如下：

一、一季度全國電力供需情況分析

（一）全社會用電量增速回落

根據我會全國電力工業統計月報，一季度，全社會用電量1.21萬億千瓦時，同比增長4.3%，增速較上年同期回落2.5個百分點；剔除上年閏年因素后，日均用電量同比增長5.4%，增速較上年四季度回落1.9個百分點。3月份，全社會用電量4241億千瓦時，同比增長1.9%，增速比1-2月份回落3.5個百分點。

電力消費情況分產業看，第一產業用電同比下降0.3%；第二產業用電同比增長3.8%，其中制造業用電同比增長4.5%，但3月份制造業用電增速降至-4.7%；第三產業同比增長9.2%，延續了近兩年來的較快增長勢頭，但3月份增速回落至-0.4%，第三產業中的各行業增速全面回落；城鄉居民生活用電量僅同比增長3.1%，為近幾年的較低增長水平。

電力消費情況分區域看，一季度，華北電網區域同比增長4.4%，其中3月份同比增長3.0%；東北電網區域同比增長4.5%，其中3月份同比增長3.1%；華東電網區域同比增長1.8%，其中3月份同比增長0.1%；華中電網區域同比增長2.0%，其中3月份同比下降2.2%；西北電網區域同比增長12.9%，其中3月份同比增長9.6%；南方電網區域同比增長5.5%，其中3月份同比增長3.2%。

（二）電力供應能力繼續增強

一季度，根據國家統計局數據，全國規模以上電廠發電量1.18萬億千瓦時、同比增長2.9%，其中，水電發電量同比增長21.7％、火電發電量同比增長0.5%。

一季度，全國基建新增發電裝機容量1448萬千瓦，截至3月底全國6000千瓦及以上電廠裝機容量11.23億千瓦、同比增長9.0%；發電設備累計平均利用小時1075小時、同比降低67小時；電力工程完成投資1200億元、同比增長3.8%。

一季度，水電新增裝機容量292萬千瓦，截至3月底全國6000千瓦及以上水電裝機容量2.16億千瓦；水電設備累計平均利用小時598小時、同比提高83小時；水電完成投資同比減少10.1%。

一季度，火電新增裝機容量926萬千瓦，截至3月底全國6000千瓦及以上火電裝機容量8.25億千瓦；火電設備累計平均利用小時1231小時、同比降低95小時；火電完成投資同比增長14.8%。

一季度，并網風電新增裝機容量166萬千瓦，截至3月底全國并網風電裝機容量6413萬千瓦；風電設備累計平均利用小時536小時、與上年同期基本持平；風電完成投資同比減少43.3%。

截至3月底核電裝機容量1257萬千瓦，一季度核電設備累計平均利用小時1823小時、同比降低159小時；核電完成投資同比減少29.1%。

一季度，全國跨區送電量452億千瓦時、同比增長11.5%，跨省輸出電量1651億千瓦時、同比增長10.3%。其中，東北外送電量同比增長54.4%；華中外送電量同比增長62.0%；西北外送電量同比減少10.9%。南方電網區域西電東送電量223億千瓦時，同比增長84.3%。三峽電站送出電量120億千瓦時，同比減少2.8%。

（三）全國電力供需總體平衡

一季度，全國電力供需總體平衡，其中，華北、華中和南方區域電力供需總體平衡，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華東區域江蘇和浙江在1月上旬出現錯峰限電。

二、后三季度全國電力供需形勢預測

（一）國內經濟增長有望溫和回升，電力消費需求增速將有所回升

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”規劃承前啟后的重要年份。中央經濟工作會議明確了穩中求進的工作總基調，繼續實施積極的財政政策和穩健的貨幣政策，積極穩妥的推進城鎮化建設。總的來看，后三季度我國經濟增長有望溫和回升。

初步判斷用電增速也將有所回升，預計今年上半年全國全社會用電量2.51-2.53萬億千瓦時、同比增長5.5%-6.5%；全年全社會用電量5.28 -5.38萬億千瓦時、同比增長6.5%-8.5%。

（二）電力供應能力繼續增強，水電新增裝機容量較多

預計上半年全國新增發電裝機容量4100萬千瓦左右，全年新增發電裝機容量8700萬千瓦左右。預計2013年底全國發電裝機容量將達到12.3億千瓦左右，發電裝機規模有望躍居世界第一。

（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的極端氣候將對電力供需產生較大影響。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年迎峰度夏期間，如果出現持續高溫高濕天氣，將可能出現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的可能性以及對電力保障能力和電力供需平衡的影響。

當前蓄水情況較好，能夠保障汛前水電正常生產。目前，全國水電裝機占全部發電裝機的比重超過20%，來水情況對大部分地區尤其是水電比重偏大地區的電力供需形勢影響很大。一季度，國家電網公司經營區域內重點水電廠總體來水較常年偏豐1成多；南方電網公司經營區域各大流域來水總體較常年偏枯3成，但好于上年同期。當前全國水電廠蓄水情況總體較好，有利于保障汛前水電正常生產，但汛期水電來水情況仍有不確定性。

電煤供應總體平穩，保障較好。預計國際煤炭市場需求仍將維持低速增長，國際煤價大幅上漲缺乏動力，為沿海地區進口電煤創造了條件，全年煤炭進口量將繼續保持較大規模，同時，國內煤炭產能繼續釋放、產量充足。綜合判斷，后三季度國內電煤供應總體平穩，能夠較好的保障火電企業生產，市場煤炭價格走勢總體平穩。

天然氣價格改革將推高天然氣發電成本，影響到天然氣發電機組的頂峰發電能力。目前我國天然氣發電價格機制尚未形成，部分燃氣機組靠地方的補貼難以維持運營，已存在虧損現象。天然氣價格改革很可能逐步在全國大范圍推廣，將直接推高天然氣發電成本，進一步加大天然氣發電企業的經營風險，將影響到天然氣發電機組的頂峰發電能力。

（四）后三季度全國電力供需總體平衡

預計后三季度全國電力供需總體平衡、部分地區供需寬松，東北和西北區域電力供應能力富余較多，受跨區通道能力制約、部分機組停機進行脫硝改造以及天然氣價格上調影響燃機頂峰發電等因素影響，考慮高溫、來水等不確定性，華東和華北區域部分省份在迎峰度夏高峰時段可能出現電力供應偏緊。

三、有關建議

為實現電力行業科學發展，滿足經濟社會發展對電力的需求，促進經濟結構優化調整，提出以下建議：

（一）完善機制，促進風電和太陽能發電科學有序發展，加強新能源發電消納研究

當前我國風電等新能源在部分地區并網消納困難，可再生能源電價補貼未能及時足額到位，建議：一是風電和太陽能發電發展應堅持大中小、集中與分散開發相結合原則，立足能源和電力行業整體發展規劃來制定風電、太陽能發電發展規劃，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一。二是風電、太陽能發電等應科學有序發展，發展目標要與國家財政補貼總額、電價水平等直接掛鉤，做到開發目標與財政補貼額度相平衡；進一步優化財政補貼發放流程，確保及時足額發放到位；不斷加快技術創新，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統能源發電的市場競爭力。三是統籌項目核準，提前核準開工配套電網工程和調峰調頻電源，確保風電、太陽能發電等新能源項目及時送出、合理消納。四是加快智能電網及特高壓等跨區通道建設，加大儲能技術研發和應用，提高電力系統對風電及太陽能發電等的消納能力，解決當前大型風電基地較為嚴重的棄風問題。

（二）加快西南水電基地外送通道建設，統籌考慮西南水電開發及市場消納

進入“十一五”以來，云南、四川等西南水電基地建設步伐不斷加快，金沙江下游、中游多個大型水電項目將于近兩年投產發電，但這些地區的現有外送通道能力已經接近飽和，面臨大規模棄水風險。“西電東送”作為國家能源戰略的重要內容，國家層面應盡快協調有關各省，確定金沙江中、下游各大型水電站的送電方向及消納市場，防止扯皮及地方保護而影響“西電東送”，造成西南水電嚴重棄水。建議：一是按規劃及時核準、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通道建設，確保外送通道按期投產。二是國家有關部門統籌考慮西南水電等可再生能源的開發及市場消納，防止水電大量棄水。對棄水嚴重地區適當控制風電、太陽能等電源開發進度，防止大規模棄風。

（三）加強電價監管力度，加快理順電價形成機制

國務院機構改革，重新組建了國家能源局，有利于完善我國能源監督管理體制，新組建的國家能源局在電價、煤價、煤炭運輸價格等方面應加強市場監管，政府部門積極推動完善能源價格形成機制，建議：一是加強電價監管，針對少數地方出臺降低電價以拉動高耗能行業生產的現象，需高度重視并采取相關措施堅決有效制止，防止有損于國家節能減排和產業結構調整升級的優惠電現象蔓延擴散，同時，繼續推進煤炭市場化，強化市場配置資源的作用，有效制止地方政府對電煤價格及電煤供應的干預。二是加快發電環節電價改革，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；理順調峰電源的電價形成機制，加快形成天然氣發電價格機制；科學測算脫硝等環保改造成本，并按成本補償原則出臺環保改造電價補貼政策；出臺合理的熱電聯產機組供熱價格。三是盡快完善一次能源價格、上網電價、銷售電價之間的聯動機制，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。

（四）積極推動電力行業節能減排工作，不斷提高電能在終端能源的消費比重

為了加快解決我國嚴重灰霾天氣的環境問題，建議：一是能源消費領域加快以電代煤、以電代油步伐，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，在工業和民用領域推廣以電代煤，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重，加大熱電聯產的力度；在交通領域實施以電代油，大力推動城市電動汽車的研發和應用，以減少機動車污染排放。二是通過市場機制和經濟手段促進節能減排，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、發電權交易等方式。三是通過特高壓技術實現更大范圍的資源優化配置和環境質量的結構性改善。四是電力企業提高環保設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的污染物控制能力。