摘要：
　　
總體情況
　　
　　上半年，宏觀經濟運行總體良好。全國電力需求總體旺盛，全社會用電量較快增長，第二產業帶動作用減弱，第三產業和城鄉居民生活用電量增速提高；工業用電量增速低于全社會用電量增速，輕工業用電量增速較重工業明顯回落；日均制造業用電量連續3個月穩定在歷史zui高位；四大重點行業月度用電量總體保持較大規模，但增長趨勢各異。全國基建新增發電生產能力超過上年同期，但火電裝機容量增速偏低。二季度水電發電量微弱增長，火電月度發電量連續超過3000億千瓦時;市場電煤價格持續高位上漲，個別地區電煤緊張，供應保障壓力加大，跨區跨省輸電對緩解部分地區電力供需緊張矛盾作用突出。行業效益略有增加，但火電業務虧損加劇。
　　
　　下半年，全國電力消費需求繼續平穩增長，維持年初時全年全社會用電量4.7萬億千瓦時、同比增長12%左右的預測判斷；全年電力完成投資仍將保持較大規模，火電新增規模小于上年，預計新增發電裝機容量8500萬千瓦左右，年底全國發電裝機容量10.5億千瓦。綜合各種因素分析，全年全國電力供需總體偏緊，部分地區持續偏緊，迎峰度夏期間電力供應缺口比年初冬季略有擴大，如果出現高溫天氣，高峰缺口將進一步加大；全國發電設備利用小時與上年基本持平，火電設備利用小時同比繼續上升。
　　
　　一、上半年全國電力供需與經濟運行形勢分析
　　
　　上半年，受電力需求較快增長、電煤供應及運力緊張、部分地區干旱導致水電出力下降、局部地區電力供應能力不足、電網跨區調劑能力受限等因素影響，全國電力供需形勢總體偏緊，部分地區、高峰時段電力供需矛盾比較突出，存在不同程度的電力缺口，全國zui大電力缺口在3000萬千瓦左右。通過組織跨區跨省電力支援和實施有序用電等措施，有效緩解了電力供需矛盾，保障了經濟社會平穩健康發展。
　　
　　（一）電力消費情況
　　
　　1、全國電力需求總體旺盛，二季度增速略有回落
　　
　　上半年，全國全社會用電量為22515億千瓦時，同比增長12.2%。分季度來看，一、二季度，全社會用電量同比分別增長12.7%和11.7%，增速略有回落。分月來看，各月用電量規模基本相當，6月用電量達到3965億千瓦時，接近上年8月份的月度歷史zui高水平；各月用電量增速均在10%～14%，仍在較快增速范圍內。
　　
　　2、第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長，第二產業用電量增速低于全社會用電量增速
　　
　　上半年，*產業用電量475億千瓦時，同比增長5.9%。第二產業用電量16961億千瓦時，同比增長11.9%；對全社會用電量增長的貢獻率為73.8%，比上年同期低9.8個百分點，說明第二產業仍是帶動全社會用電量快速增長的主要動力，但帶動作用有所減弱。第三產業和城鄉居民生活用電量分別為2384億千瓦時和2696億千瓦時，同比分別增長15.2%和12.5%，增速均高于全社會用電量；一、二季度，第三產業用電量同比分別增長15.5%、15%，呈現平穩快速增長態勢；城鄉居民生活用電量分別增長14.1%、10.7%，用電增速的季節性波動特征明顯。
　　
　　3、6月工業月度用電量突破3000億千瓦時，輕工業用電量增速較重工業明顯回落
　　
　　上半年，全國工業用電量16688億千瓦時，同比增長11.7%。2月份以來，各月工業用電量增速均超過10%，6月份工業用電量超過3000億千瓦時（3001億千瓦時），達到歷史zui高水平。上半年，輕、重工業用電量分別為2756億千瓦時和13932億千瓦時，同比分別增長10.3%和12.0%；一、二季度，輕工業用電量同比分別增長11.4%、9.3%，均低于同期全社會用電量增速；重工業用電量分別增長12.3%、11.8%，輕工業用電量增速回落更加明顯。上半年，全國制造業用電量12499億千瓦時，同比增長12.1%，春節后制造業用電量逐月增加并連創新高，日均用電量規模已連續3個月超過70億千瓦時/天。
　　
　　4、四大重點行業月度用電量總體保持較大規模，但增長趨勢各異
　　
　　上半年，化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉四大重點行業用電量合計7482億千瓦時，同比增長11.2%；占全社會用電量的33.2%，比上年同期低0.3個百分點；對全社會用電量增長的貢獻率為30.8%，比上年同期低11.6個百分點，貢獻率已經低于同期用電量占比，對全社會用電量增長的帶動作用已經減弱。分行業看，上半年，化工行業用電量同比僅增長7.5%，二季度增速有所提高（為10.8%）；上半年，建材行業用電量快速增長，一、二季度基本保持穩定快速增長態勢；上半年，黑色金屬冶煉行業月度用電規模高位穩定，但受基數等因素影響，二季度增速明顯回落；上半年，受基數影響，有色金屬冶煉行業月度用電量同比僅增長6.7%，二季度增速有所提高。很顯然，四大行業合計用電量增長放緩，主要是由于化工和有色金屬冶煉行業增速較低，特別是與市場緊密的有色金屬冶煉行業在一季度增長偏低；與投資直接相關的建材和鋼鐵冶煉行業增長依然較快，但是鋼鐵冶煉月度用電量增速已經趨緩。江蘇、浙江等紡織業用電大省用電較快增長，廣東紡織業用電增長緩慢。
　　
　　5、西部區域用電增長zui快
　　
　　上半年，各省用電均實現正增長，其中西部區域用電量增長zui為迅速，達到15.8%，明顯高于其他各區域。東部、中部、東北區域用電量增速分別為11.1%、11.8%和8.9%，均低于全國全社會用電量增速，占全國全社會用電量的比重均比上年同期有所下降。受四大行業用電量增長的拉動作用，新疆、江西、福建、云南、寧夏、海南、青海、甘肅、內蒙古全社會用電量增速都超過15%，主要是西部地區省份。上半年，電力供需較為緊張的重慶、貴州、江蘇、湖北、湖南、浙江的全社會用電量增速分別為14.9%、14.9%、13.6%、12.8%、11.8%和11.7%，基本接近或超過全國平均水平，用電需求較快增長并且高于本省電力供應能力增速，是造成這些省份供需緊張的根本原因。
　　
　　（二）電力供應情況
　　
　　1、基建新增裝機容量高于上年同期
　　
　　上半年，全國基建新增發電裝機容量3478萬千瓦，比上年同期多投產95萬千瓦，其中，火電2331萬千瓦，比上年同期少投產90萬千瓦。各區域中，西北區域新增裝機容量占全國的21.5%，所占比重比上年同期提高15.0個百分點；華東區域新增發電裝機容量占全國的比重比上年同期降低13.9個百分點，在需求旺盛情況下，新增裝機明顯減少，加劇了該區域電力供需矛盾。
　　
　　2、火電裝機容量增速偏低
　　
　　截至2011年6月底，全國6000千瓦及以上發電設備容量96166萬千瓦，同比增長10.5%。其中，水電18874萬千瓦，火電72448萬千瓦，同比增長8.9%，核電1082萬千瓦，并網風電3700萬千瓦。作為電力供應保障基礎的火電裝機容量增速遠低于用電量增速，必然造成全國電力供需形勢趨于緊張。
　　
　　3、發電量持續較快增長，二季度水力發電量微弱增長
　　
　　上半年，全國規模以上電廠發電量22166億千瓦時，同比增長13.5%。分類型看，水電發電量同比增長12.5%，一季度，主要流域來水基本正常，水電發電量同比增長32.9%；進入二季度后，長江中下游流域出現劇烈的旱澇急轉，導致全國水電發電量同比僅增長1.5%，江西、福建、浙江、重慶、湖南、湖北的二季度水電發電量分別同比下降62.1%、54.1%、53.7%、20.2%、17.8%、11.9%，對這些省份的電力供需造成很大影響；火電發電量同比增長12.5%，月度火電發電量自2010年12月份以來均超過3000億千瓦時（2011年2月份除外），即使在4、5月份淡季也沒有明顯減少，給電煤供應和電力供應造成很大壓力；新投機組翹尾因素導致核電發電量同比增速達到24.2%；6000千瓦級以上電廠并網風電發電量同比增長61.3%。
　　
　　3、火電發電設備累計平均利用小時處于2008年以來zui高水平
　　
　　上半年，全國發電設備累計平均利用小時2306小時，比上年同期提高44小時，略低于2008年同期水平。其中，水電1413小時，與上年持平，是2006年以來的次低水平，其中二季度各月水電設備平均利用小時是2006年以來的zui低水平。全國火電設備平均利用小時2592小時，是2008年以來的同期zui高水平，反映出今年上半年電力供需形勢是2008年以來zui為緊張的。4、5月份電力供需緊張的省份火電設備利用小時增加幅度較大，如：重慶增加449小時，江西增加407小時，浙江增加360小時，湖南增加345小時，湖北增加334小時。
　　
　　4、重點企業電廠存煤基本正常，但市場煤價持續上漲
　　
　　今年以來火電生產持續旺盛，4、5月份煤價大幅上漲造成進口煤明顯減少，加上二季度水電減發等因素綜合影響，導致電煤市場價格自3月份以來繼續明顯上行。如秦皇島港5500大卡山西優混煤炭，6月份的平均價已經比3月份上漲71.6元/噸，使得本來已普遍虧損的火電企業經營異常困難。上半年，全國重點企業電廠存煤總體正常，但受電煤價格、運力、產量等綜合因素影響，上半年局部地區、部分時段電煤供需仍出現緊張。
　　
　　（三）跨區送電快速增長，南方電網“西電東送”電量逐月增加，京津唐電網送山東電量保持高速增長
　　
　　跨區跨省送電對緩解部分地區電力供需緊張發揮了重要作用。上半年，全國跨區送電量完成725億千瓦時，同比增長22.8%，是2006年以來同期的次高增速。在主要線路中，“向-上”直流4、5、6月份分別完成送電4.7、4.9、10.8億千瓦時；上半年，西北送四川直流累計完成送電58億千瓦時，同比增長818.8%；長南一線（特高壓）完成送電32億千瓦時；貴州送湖南和重慶分別完成26、19億千瓦時，同比分別增長212.2%和41.3%；西北送山東完成112億千瓦時。上半年，全國跨省輸出電量2933億千瓦時，同比增長11.8%；其中，陜西、甘肅、四川、安徽、云南、內蒙古、寧夏、遼寧分別增長17.6%、81.7%、58.5%、16.5%、34.3%、15.1%、367.1%和20.7%，分別送往電力比較緊張的華東、南方、華北、華中部分省份；安徽向浙江、江蘇分別送電92億千瓦時和115億千瓦時，同比分別增長19.3%和14.4%，對支持浙江、江蘇電力供應貢獻突出。
　　
　　上半年，南方電網“西電東送”電量逐月增加，累計完成484億千瓦時，同比增長12.5%；其中，送廣東和廣西分別完成428億千瓦時和57億千瓦時，同比分別增長6.1%和106.5%。京津唐電網輸入電量188億千瓦時，比上年略有增加；輸出電量116億千瓦時，同比增長42.9%；其中，京津唐電網送山東108億千瓦時，同比增長42.6%，對緩解山東電網電力緊張作用突出。
　　
　　（四）清潔能源投資比重繼續上升，電網投資恢復正增長
　　
　　上半年，全國電力工程建設完成投資2791億元，同比增長9.1%。其中，電源和電網工程建設分別完成投資1501億元和1290億元，同比分別增長11.7%和6.3%，電網投資當年累計增速自4月份開始恢復正增長，但占全部電力工程投資的比重下降至46.2%。電源工程投資中，水電、核電、風電合計投資額比重上升到66.6%，比上年同期提高4.3個百分點，火電投資比重持續下降。分區域看，電源工程完成投資主要集中在西部地區，其完成投資占全國的42.4%。
　　
　　（五）火電生產行業利潤繼續大幅下降，五大發電集團火電繼續嚴重虧損
　　
　　今年以來，電力行業仍在承受煤價上漲給生產經營和電力保供造成的巨大壓力。雖然4月份部分省份上網電價略有上調，仍未扭轉電力企業的經營困境。根據國家統計局統計，1-5月份，火電生產企業實現利潤總額75億元，同比下降52.4%；同時，貸款利率持續上升進一步增加了火電企業利息支出；分地區看，中部、東北地區各省火電企業繼續全面虧損。據中電聯統計，上半年，華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團電力業務合計虧損66.5億元，同比增虧50.9億元，其中，上半年火電生產企業虧損153.8億元，同比增虧95.2億元。
　　
　　與各主要上下游行業相比，電力行業是其中效益水平zui低、經營壓力zui大的行業。電力行業實現的利潤總額不足煤炭開采洗選業、石油天然氣開采行業利潤的1/3；行業銷售利潤率為3.2%，僅為全國規模以上工業企業平均銷售利潤率的一半左右，不足煤炭行業的1/4，僅為石油天然氣開采行業的1/12左右。
　　
　　二、2011年全國電力供需形勢預測
　　
　　2011年，我國經濟將繼續保持平穩較快增長，電力需求繼續增加，預計2011年全國全社會用電量達到4.7萬億千瓦時左右，同比增長12%左右，四季度全國電力消費增速略高于12%。分行業來看，*產業低速穩定增長，第二產業受上年基數影響，增速略有提高，第三產業和城鄉居民生活用電穩定增長。
　　
　　清潔能源發電、跨區電網建設及農村電網改造將使電力工程投資繼續保持較大規模，預計全年電力工程建設投資完成額7500億元左右，其中，電源、電網工程建設分別完成投資4000億元和3500億元左右；但是，電價政策、項目核準速度以及貨幣信貸政策都將在一定程度上影響全年電力投資的進程、規模和結構。全國基建新增裝機8500萬千瓦左右，年底全國全口徑發電裝機容量10.5億千瓦左右。
　　
　　下半年，局部地區電煤供需持續偏緊，部分地區、部分時段將出現電煤供需相對緊張的情況；煤價總體仍將維持高位運行，進一步上漲的風險很大，將對電力生產供應和企業效益產生較大影響。
　　
　　下半年，電力需求仍將保持較快增長，受新增裝機區域分布不平衡、電源電網建設不協調、火電新增規模下降等結構性因素的影響，全國電力供需形勢總體偏緊，部分地區持續偏緊、存在時段性電力緊張。預計迎峰度夏期間，全國zui高用電負荷增長14%左右，華東、華北、華中、南方等電網電力供需缺口合計將達到3000-4000萬千瓦，而東北、西北、內蒙西部等電網仍有超過2000萬千瓦的富余裝機容量。迎峰度冬期間，全國電力缺口在2500-3000萬千瓦左右，東北、西北和蒙西電網仍有富余。總體來看，全國電力供需形勢將比“十一五”后期緊張，局部地區的電力供需緊張情況將比上年涉及的范圍更廣、缺口有所擴大。
　　
　　預計全年發電設備利用小時將在4650小時左右，與2010年基本持平；火電設備利用小時在5250小時左右，比上年提高200小時。
　　
　　三、需要關注的幾個問題
　　
　　（一）進一步發揮需求側管理和有序用電在調節近期電力經濟運行平衡的突出作用
　　
　　針對用電需求較快增長，部分地區供需緊張的實際情況，有關部門應加大需求側管理力度，切實落實《有序用電管理辦法》，通過加大電價的市場經濟調節手段，抑制不合理的電力消費，降低高峰時段用電負荷需求。如，落實出臺居民用電階梯電價實施方案，引導民眾節能節電意識；加大對企業實施錯峰、避峰的電價獎懲力度，減少電網尖峰負荷需求，促進電力總量平衡。
　　
　　（二）繼續及時落實和深化完善煤電聯動機制
　　
　　近年來，“市場煤、計劃電”的體制性矛盾非常突出。自2003年以來，我國煤炭價格持續上漲，具有代表性的秦皇島山西優混5500大卡煤炭價格從2003年底的275元/噸已大幅上漲到2011年6月底的840元/噸以上，累計上漲幅度超過200%，而銷售電價漲幅還不到40%。2011年4月份國家發改委對部分省份上網電價進行了調整，但此次上網電價仍未調整到位，依然偏低，僅能減少部分省份的虧損額，而且電價調整的同時，市場煤價也跟隨明顯上漲，電力企業已難以承受煤價頻繁上漲和電價調整滯后造成的剛性成本增加，火電行業嚴重虧損。
　　
　　目前，煤電聯動機制是國家采取市場手段理順煤電矛盾的重要措施，是在電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下，仍是解決煤電矛盾的有效措施。因此，建議及時落實機制，聯動到位，同時要繼續完善這個機制，一是觸發啟動點要更加清晰明確；二是經過多輪煤電聯動，發電企業自行消化的部分，已經沒有再消化能力了，建議取消或調整。
　　
　　（三）多渠道緩解發電企業生產經營困難
　　
　　目前，火電企業負債率過高，由于持續虧損，發電企業償債能力削弱，各電廠融資、借貸信用度下降甚至殆盡，流動資金嚴重短缺，發電生產采購電煤的資金已難以保證，建議相關政府部門協調，積極幫助多渠道籌措資金，確保發電企業能夠有錢買煤發電，保障迎峰度夏供電安全。
　　
　　目前，新開工火電發電項目規模快速下降，一方面是前幾年結構調整的因素體現，另一方面是發電企業嚴重虧損，投資意愿下降，這將嚴重影響到今后電力行業可持續發展。建議通過適時上調電價，加大對發電企業資本金注入，減免企業所得稅等措施，緩解燃煤電廠生產經營困難。