Ne21.com訊2月26日，中國電力企業聯合會發布了《2012年全國電力供需形勢分析預測報告》，報告顯示，2012年全國全社會用電量增速9.5%左右，且可能呈“前低后高”分布；年底全國發電裝機容量11.4億千瓦左右。受裝機特別是火電裝機增長慢、電煤供應不足、水電來水不確定性大等因素影響，預計全國電力供需仍然偏緊，區域性、時段性、季節性缺電較為突出，最大電力缺口3000-4000萬千瓦。

　　據中電聯2011年年度統計快報，2011年全社會用電量4.69萬億千瓦時，增長11.7%，但增速的時空分布并不平衡，從季節看，增速逐季平穩回落，西部地區用電增長明顯快于其他地區。全國新增發電裝機容量9041萬千瓦，年底全國發電裝機容量10.56億千瓦，供應能力進一步增強，全口徑發電量比上年增長11.7%；電力行業克服來水偏枯、電煤緊張、火電企業大面積虧損、體制機制不暢等困難，有效應對了全國電力供需形勢總體偏緊、部分地區、部分時段供需矛盾突出的不利形勢，電力運行總體平穩。

　　具體分析內容如下：

　　一、2011年全國電力供需情況分析

　　2011年，主要受水電出力下降、電煤供應緊張、電源電網結構失調、經濟和電力需求增長較快等因素影響，全國電力供需總體偏緊，部分地區、部分時段缺電比較嚴重，全國共有24省級電網相繼缺電，最大電力缺口超過3000萬千瓦。

　　（一）電力消費需求旺盛，地區用電增長差異大

　　2011年，全國全社會用電量4.69萬億千瓦時，比上年增長11.7%，消費需求依然旺盛。四個季度用電量分別增長12.7%、11.7%、11.5%和11.1%，增速逐季平穩回落；其中，第四季度用電量環比第三季度下降6.9%，與上年同期環比降幅基本持平，大于常年下降幅度。人均用電量3483千瓦時，比上年增加351千瓦時，超過世界平均水平。

　　1、第二產業、第三產業用電保持較快增長，所占比重有所上升

　　2011年，第一產業用電量1015億千瓦時，比上年增長3.9%。

　　第二產業用電量3.52萬億千瓦時，比上年增長11.9%，占全社會用電量的比重達到75.0%，仍是帶動全社會用電量快速增長的最大動力，其貢獻率達到75.8%，但比上年貢獻率降低4.1個百分點。工業、制造業用電量分別增長11.8%和12.6%，反映出工業生產相對比較平穩。輕工業用電量增長9.2%，低于重工業增速（12.4%）3.2個百分點，說明工業結構調整相對緩慢。化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬冶煉四大重點行業用電量保持較快增長,但是隨著國家宏觀調控政策效果顯現，其合計用電量在6月份達到高峰后，下半年逐月略有減少。

　　第三產業用電量5082億千瓦時，比上年增長13.5%，高于全社會用電量增速1.8個百分點，四個季度分別增長15.5%、15.0%、11.9%和12.1%。其中，交運（交通運輸、倉儲和郵政業）、信息（信息傳輸、計算機服務和軟件業）、商業（商業、住宿和餐飲業）和金融（金融、房地產、商務業）分別增長15.4%、17.6%、16.4%和14.3%，反映出第三產業具有較強的增長活力。

　　城鄉居民生活用電量5646億千瓦時，比上年增長10.8%，分季度分別增長14.1%、10.7%、7.5%和11.6%。第三季度增速偏低的主要原因是2010年迎峰度夏期間持續高溫而2011年同期持續高溫天氣較少。城鎮和鄉村居民生活用電量分別比上年增長8.2%和13.2%，延續近年來鄉村居民用電增長快于城鎮居民用電的格局，城鎮居民生活用電量占城鄉居民生活用電量的比重為57.0%，比上年降低1.1個百分點。

　　從用電比重看，2011年第二產業和第三產業占全社會用電量的比重分別比上年提高0.1和0.2個百分點，而第一產業和城鄉居民生活用電比重分別比上年降低0.2和0.1個百分點。

　　2、區域用電增長差異大，西部地區增速明顯高于其他地區

　　西部地區用電量快速增長。隨著經濟結構調整和產業轉移，地區用電增長差異拉大，2011年西部地區用電量比上年增長17.2%，增速遠高于其他地區；中部地區用電量比上年增長12.1%，略高于全國平均水平；東部和東北地區用電量增速低于全國平均水平，占全國的比重以及貢獻率均比上年有所下降。 

表1 2011年各地區用電量情況

　　各省（區、市）用電量增速差異較大。2011年，西部地區所有省份的全社會用電量增速均高于全國平均水平，其中在增速超過15%的9個省區中，除江西、海南、福建外，全部為西部地區省份，它們依次是寧夏、新疆、內蒙古、青海、云南和西藏。增速低于10%的省份有北京、上海、黑龍江、天津、廣東、遼寧、湖北、湖南、吉林，除湖北、湖南外，均是東部及東北地區省市。

　　3、統調最高用電負荷增速放緩，統調用電量增長快于統調最高用電負荷增長

　　根據國家電力調度通信中心統計，2011年，全國電網統調最高用電負荷（即最高發受電電力，下同）比上年增長8.8%，增速比上年降低6.9個百分點；統調用電量（即統調發受電電量，下同）比上年增長11.5%，增速比上年降低5.6個百分點，但比統調最高用電負荷增速高2.7個百分點。分區域電網來看，西北電網統調最高用電負荷增速遠低于統調最高發電負荷（即最高發電電力，下同）增速，凈外送電力1739萬千瓦，比上年增加1152萬千瓦，對支撐其他電網電力供應作用突出；華北、華東電網統調最高用電負荷增速偏低，與夏季未出現持續高溫天氣關系密切；東北區域需求增長緩慢，用電負荷以及發電負荷增長緩慢；華中區域電力供需比較緊張，統調最高用電負荷增長快于統調最高發電負荷增長。

表2 2011年分區域最高發受電電力統計表

單位：萬千瓦，億千瓦時，%

 

　　　（二）電力供應能力進一步增強，來水偏枯對電力生產供應影響顯著

　　1、電力供應能力進一步增強，裝機結構出現新特點

　　2011年，全國新增發電裝機容量9041萬千瓦，連續6年超過9000萬千瓦。其中，新增水電1225萬千瓦、火電5886萬千瓦（其中，單機容量30萬千瓦及以上燃煤機組5202萬千瓦，分別占新投產燃煤機組和火電機組容量的95.3%和88.4%）、核電175萬千瓦、并網風電1585萬千瓦、并網太陽能發電169萬千瓦，并網太陽能發電進入大規模投產階段。年底全國發電裝機容量達到10.56億千瓦，其中水電2.31億千瓦（包括抽水蓄能1836萬千瓦），火電7.65億千瓦，核電1257萬千瓦，并網風電4505萬千瓦，太陽能發電214萬千瓦，全國電力供應能力進一步增強。

　　2011年底，全國水電、核電、并網風電、并網太陽能發電等非化石能源發電裝機容量達到2.9億千瓦，占全部發電裝機的比重達到27.5%，比上年提高0.9個百分點。全國發電裝機容量增速比發電量增速低2.5個百分點，而火電設備容量增速比火電發電量增速低6.2個百分點，說明火電裝機增長相對緩慢，火電等常規能源機組保障電力平衡的壓力加大。發電裝機向西部轉移的趨勢較為明顯，年底西部、東北、中部、東部地區裝機容量分別增長14.5%、7.8%、7.3%和6.4%，東部和中部裝機增速分別低于相應用電量增速3.2和4.8個百分點，在電網跨區資源配置能力不強的情況下，東部電力供需更加緊張。

　　2、水電發電量同比減少，火電發電量增加較多

　　2011年，全國全口徑發電量4.72萬億千瓦時，比上年增長11.7%，增速比上年回落3.2個百分點。

　　2011年，全國平均降水量比常年偏少9%，為近60年來的最少年份，水電發電量完成6626億千瓦時，比上年下降3.5%，近二十年來首次出現負增長。在水電裝機容量較大的省份中，福建、浙江、江西、廣東水電發電量下降幅度超過20%，湖南、廣西、貴州下降幅度超過12%，湖北下降6.5%。全國火電發電量完成3.90萬億千瓦時，比上年增長14.1%，且絕大部分月份火電發電量均超過3000億千瓦時。從占比來看，水電發電量占全部發電量的比重為14.0%，比上年降低2.2個百分點，而火電發電量比重達到82.5%，比上年提高1.7個百分點。

 

圖1 2010-2011年分月火電發電量及其增速統計圖

　　3、水電設備利用小時數下降，火電設備利用小時數快速攀升

　　2011年，全國發電設備平均利用小時達到4731小時，比上年提高81小時，為2008年以來最高水平。

　　全國水電設備平均利用小時3028小時，比上年下降376小時，為1979年以來的最低水平。絕大部分水電生產大省的水電設備利用小時均比上年有所減少。

　　全國火電設備平均利用小時5294小時，比上年提高264小時，為2008年以來最高水平。火電設備利用小時增加較多，一方面是水電出力下降所致，經測算，2011年水電減發帶動全國火電設備利用小時回升100小時左右，且各省影響程度不同；另一方面則是電力需求快速增長而有效供應能力不足所致。

　　與2007年比較，華中、華東及南方區域大部分省份火電設備利用小時有不同程度的提高；東北各省以及華北、西北大部分省份低于2007年，反映出不同區域火電設備利用狀況的明顯差異，也顯示出電力供需地區性差異較大的特性。

　　4、電煤矛盾仍然突出，電煤價格高位運行

　　根據中能公司統計，2011年，全國重點發電企業累計供、耗煤分別比上年增長15.78%和15.3%，日均供、耗煤分別為381萬噸和374萬噸，各月電廠耗煤持續保持較高水平。受限于煤炭供應量、運輸瓶頸、煤質下降、煤炭價格持續高位以及水電偏枯導致火電出力增加等多種因素，導致電煤矛盾仍然突出，電煤庫存的地域分布不均，電煤市場偏緊，部分省份在局部時段煤炭供應緊張，影響了電力供應。

　　2011年，全國電煤市場價格總體經歷了持續上漲、略微回調后又上漲、年末環比回落的走勢。以具有代表性的秦皇島港5500大卡山西優混煤炭為例，11月份平均價比1月份上漲76元/噸，雖然12月份環比回落，但全年持續上漲趨勢仍然非常明顯。據調研，華能集團等五家發電企業平均到廠標煤單價比上年提高90元/噸左右，導致火電業務虧損嚴重。

圖2 秦皇島港5500大卡山西優混動力煤月平均價格及其同比、環比變化情況

　　（三）電網配置資源能力有所增強，跨區跨省送電穩步增長

　　1、電網新增規模有所減少，送電能力仍顯不足

　　2011年，全國電網建設新增220千伏及以上交流變電容量2.09億千伏安，比上年減少4907萬千伏安；新增220千伏及以上線路長度3.51萬千米，比上年減少9654千米。特高壓交流實驗示范工程擴建、寧東—山東直流、三峽地下電站送出等跨區跨省重點工程竣工投運，電網遠距離、大規模輸電能力大幅提升。青藏直流聯網工程投入試運行，標志著我國大陸地區省級電網全面實現互聯。中俄直流聯網黑河背靠背換流站工程投入試運行。

　　2011年底全國 220千伏及以上輸電線路回路長度、公用變設備容量分別為48.03萬千米、21.99億千伏安，分別比上年增長7.88%和10.50%。但是，受跨區跨省輸電能力限制，東北、蒙西以及西北地區仍有3000萬千瓦左右的電力無法輸送到華東、華中等電力緊張地區，造成“缺電”與“窩電”并存。

　　2、跨區、跨省送電穩步增長，西北外送電量大幅增加

　　2011年，全國完成跨區送電量1680億千瓦時，比上年增長12.8%，其中西北送出電量426億千瓦時、比上年增長167%，東北送華北100億千瓦時、增長13.9%。跨省輸出電量6323億千瓦時，比上年增長9.7%，跨區跨省送電對有效利用能源和支援用電緊張地區發揮了突出作用。

　　水電發電量下降對跨區跨省輸電及電力平衡影響較大，造成華中及南方電網區域電力供需平衡困難，成為2011年電力供需矛盾最為突出的地區。2011年，三峽電廠累計送出電量比上年下降7.3%；華中送出電量下降15.1%，其中送華東、西北、華北、南方分別下降11.0%、16.3%、69.6%和12.1%；由于來水偏枯以及電煤問題，貴州輸出電量下降11.5%，導致南方電網“西電東送”電量下降13.2%。由于南方電網區域電力供需緊張，南方電網增加了從香港購電（增長13.4%）和減少向越南送電（下降20.6%），全國進口電量增長24.6%，出口電量下降2.1%。

　　（四）電網和清潔能源投資所占比重繼續提高，火電投資比重明顯下降

　　2011年，全國電力工程建設完成投資7393億元，與上年基本持平。其中，電源、電網工程建設分別完成投資3712億元和3682億元，分別比上年下降6.5%和增長6.8%，電網投資占電力投資的比重比上年提高3.3個百分點。電源投資中，火電投資僅為2005年的46.4%，已經連續6年同比減少，2011年火電投資占電源投資的比重下降至28.4%，清潔能源投資比重明顯提高。

　　（五）全國電力供需總體偏緊，部分地區、部分時段缺電比較嚴重

　　主要受水電出力下降、電煤供應緊張、電源電網結構失調、經濟和電力需求增長較快等因素影響，全國電力供需總體偏緊，部分地區、部分時段供需矛盾比較突出，全國共有24省級電網相繼缺電，最大電力缺口超過3000萬千瓦。通過組織跨區跨省電力支援、積極保障電煤供應、加強需求側管理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。

　　全年全國電力供需形勢總體呈現前緊后緩、淡季電力缺口擴大、旺季缺口縮小的態勢，區域性、時段性、季節性電力短缺、部分地區持續性缺電的特點十分明顯。1月份，全國最大電力缺口超過3000萬千瓦，江蘇、河南、山西等省份缺口較大。4-6月份，缺電表現由點到面，缺電原因更為復雜，缺電地區向水電比重大的省份集中，缺電比例不斷擴大，全國最大電力缺口2000萬千瓦左右，其中江蘇、浙江、湖南、江西、重慶、貴州等省份缺電嚴重。迎峰度夏期間，由于未出現長時間、大范圍的高溫悶熱天氣導致空調負荷沒有完全釋放，加上各項準備措施比較充分，電力缺口略低于3000萬千瓦；但是，浙江、江蘇、重慶、山西、湖南、江西、廣東、貴州、廣西等省份供需矛盾比較突出。四季度，隨著電力消費需求明顯放緩、各項準備措施比較充分、部分省份秋汛來水情況好轉，全國電力供需形勢明顯改善，12月份全國電力缺口縮小到600萬千瓦左右。據初步測算，全年全國累計限電量約352億千瓦時，占全社會用電量的0.8%。分區域來看，華北電網供需總體平衡，山西電網受煤炭供應影響電力供需持續偏緊，11月份以后情況好轉。華東電網供需持續偏緊，浙江、江蘇前三季度電力供需持續緊張、矛盾突出，第四季度供需總體平衡。華中電網電力供需緊張，前三季度因缺煤或來水偏枯，大部分省份供需偏緊，第四季度供需形勢明顯緩解。東北電網電力供需平衡有余，特別是吉林、黑龍江富余較多。西北電網電力供需總體平衡有余。南方電網受來水、電煤供應等因素影響，電力持續緊張，全網最大電力缺口1500萬千瓦左右。

　　二、2012年全國電力供需形勢分析預測

　　預計2012年全社會用電量增速在8.5%-10.5%之間，推薦方案為9.5%，全年用電量5.14億千瓦時，可能呈現“前低后高”分布；年底全口徑發電裝機容量達到11.4億千瓦左右。綜合平衡分析，預計2012年全國電力供需仍然總體偏緊，區域性、時段性、季節性缺電仍然較為突出，最大電力缺口3000-4000萬千瓦。

　　（一）宏觀經濟及電力需求增速進一步放緩

　　2012年，我國經濟社會發展面臨的環境比較復雜，不確定因素較多，但國家“穩中求進”的工作總基調和更有效的宏觀調控能夠確保我國經濟繼續保持平穩較快發展，國家宏觀調控預期效應將進一步顯現。綜合分析國內外機構的預測結果，2012年全國國內生產總值增速在8.0%-9.0%之間，推薦方案為8.5%左右。

　　綜合考慮2012年宏觀經濟運行態勢及投資、消費、出口情況，以及2011年電力消費增速前三季度平穩增長、四季度有所回落的運行特征，2012年我國電力消費需求將繼續穩步增加，但增速將比2011年有所回落，預計全國全社會用電量5.09-5.19萬億千瓦時，同比增長8.5%-10.5%，推薦方案為5.14萬億千瓦時、同比增長9.5%左右，可能呈現“前低后高”分布。

　　分行業來看，第一產業用電量低速穩定增長；第二產業用電量受節能減排政策、房地產調控、鐵路建設放緩、電價上調對高耗能行業產生的抑制作用等因素綜合影響，增速將略低于全社會用電量增速；第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長。分地區來看，東部和東北地區用電量增長將低于全國平均水平；西部地區用電量增速繼續居各地區首位，但受節能減排以及高耗能產品出口下降影響，增速明顯低于2011年；中部地區增速略高于全國平均水平。

　　（二）電力供應能力進一步提高，火電增長放緩的影響將逐步顯現

　　據了解，為加快促進電力工業調整結構，國家有關部門在2012年擬安排開工水電2000萬千瓦，組織實施“十二五”第二批規模為1500-1800萬千瓦的風電項目建設計劃和第一批規模為300萬千瓦的太陽能發電開發計劃，核電項目也有望開閘審批。根據測算，全國電力工程建設完成投資可望超過7300億元，其中，電源3500億元左右、電網3800億元左右；雖然投資規模總量較大，但火電完成投資將比上年有所減少。

　　預計2012年全國基建新增發電裝機容量8500萬千瓦左右，其中水電 2000萬千瓦，火電5000萬千瓦左右，核電100萬千瓦（另有福建寧德核電站1臺機組具備投產條件），并網風電1400萬千瓦，并網太陽能發電100萬千瓦左右。年底全國發電裝機容量達到11.4億千瓦左右，其中水電2.5億千瓦，火電8.15億千瓦，核電1357萬千瓦，并網風電5900萬千瓦，并網太陽能發電300萬千瓦。

　　受項目核準滯后影響，加上火電盈利能力差、企業投資能力嚴重受損，造成火電投資不足、建設速度放緩，預計2012年火電新開工規模將繼續小于投產規模，火電投資額和火電新增規模也將比上年下降。預計年底火電裝機容量比上年增長6.5%左右，仍低于發、用電量增速，對電力供需平衡保障能力減弱，未來影響將進一步顯現。

　　（三）電力供應的影響因素較多、風險較大

　　1、運輸瓶頸制約較為嚴重，部分地區電煤供應仍將緊張，電煤價格高位運行

　　根據各類型機組發電量發展趨勢等因素判斷，預計2012年全國電煤消耗量將超過21億噸，比2011年增加1.5億噸左右，煤炭需求仍然強勁。按照目前電煤消耗量占煤炭消費量的比重在50%左右計算，需要新增原煤供應量3億噸左右，與國家有關部門預計新增煤炭產量僅為2億噸有明顯差距，將會對今年電煤供應和電煤價格造成更大壓力。同時，2012年全國鐵路新增運力偏少，電煤運輸瓶頸仍將是制約電煤有效供應的突出矛盾之一，部分省份受運力制約十分明顯，在枯水期或來水偏枯年份更顯突出。因此，預計2012年電煤總量和運力仍然偏緊，地區性、季節性偏緊問題仍然比較突出，如遇水電偏枯或需求大增，供需矛盾在局部地區、部分時段仍將比較突出，將會給電力供需平衡產生明顯影響。

　　2011年底以來，國家出臺了一系列政策措施，將在一定程度上減輕火電企業的經營壓力，對保障電力供應非常有利。但是，考慮重點合同煤比重下降、捆綁銷售、煤炭價格調節基金收費等因素，2012年電煤市場價格仍不容樂觀，全國電煤到廠（場）價格將繼續面臨較大的上行壓力。

　　2、極端天氣和來水總體偏枯對供需影響較大

　　隨著城鎮化水平及其居民電氣化水平的提高，空調負荷占最高用電負荷比重大大增加，北京、長三角、珠三角等經濟發達地區已經超過30%，其他地區空調負荷水平也在逐步提高，度夏期間氣溫對用電負荷的影響越來越顯著。從近幾年極端氣候頻繁出現的情況看，我國極端氣候頻發并有連續出現的傾向。考慮2011年沒有持續高溫天氣而尚未釋放的負荷有可能在第二年得到釋放，因此2012年仍需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。

　　2011年底，全國重點水電廠可調水量與蓄能值同比分別下降14.2%和 27.2%，水電形勢不甚理想，蓄能值的大幅下降將給2012年的水電生產及電力供應帶來不利影響。初步預計，2012年全國來水總體情況比2011年略好，但仍然總體偏枯，特別是迎峰度夏前來水形勢仍然比較嚴峻。

　　（四）2012年全國電力供需總體偏緊，區域性、時段性、季節性缺電仍然較為突出

　　在保證電煤供應及來水正常的情況下，2012年全國電力供需總體偏緊，地區間富余與缺電情況并存，特別是考慮到受火電新增裝機規模減少、新增裝機區域分布不平衡、電源和電網建設不協調等結構性因素和氣溫、來水、電煤供應和煤質下降等隨機性因素的影響，預計2012年全國電力供需仍然總體偏緊，區域性、時段性、季節性缺電仍然較為突出，最大電力缺口3000-4000萬千瓦。

　　分季節來看，一季度受春節及需求放緩等因素影響，全國電力供需形勢緩和，缺口較小；迎峰度夏前，水電偏枯等因素影響比較顯著，華中、南方等地區電力供需矛盾突出，缺口較大，全國最大電力缺口接近3000萬千瓦；迎峰度夏期間，隨著高溫天氣、空調負荷釋放，華東、華北、南方地區供需矛盾突出，正常情況下全國最大電力缺口3000萬千瓦左右，如遇持續高溫、干旱少雨等情況，電力缺口很可能進一步擴大到4000萬千瓦。預計全年發電設備利用小時將在4750小時左右，比2011年略有提高；火電設備利用小時在5300-5400小時，比2011年提高100小時以內。分區域來看：

　　華北電網電力供需總體偏緊。氣溫、電煤對電力供需平衡影響較大，夏季高峰期全網最大缺口在700萬千瓦左右。京津唐、河北南網、山東電力供需基本平衡，夏季高峰期有少量缺口；山西電力供應能力基本充足，但供需形勢仍取決于電煤供應情況；內蒙西部電網供需平衡有余。

　　華東電網電力供需緊張。迎峰度夏期間尤為突出，全網最大電力缺口超過1200萬千瓦。浙江、江蘇電力供需緊張，其中浙江供應能力不足，夏季高峰期電力缺口較大；上海、安徽電力供需基本平衡，夏季高峰期存在一定缺口；福建電力供需平衡有少量富余。

　　華中電網電力供需偏緊。供需情況受來水及電煤供應情況影響顯著，枯水期電力缺口1000萬千瓦左右，夏季電力缺口有所縮小，缺口主要取決于汛期來水情況。河南在夏季高峰期電力供應偏緊，缺口大小取決于電煤供應情況；湖北夏季基本平衡，枯水期存在一定缺口；湖南、江西夏季高峰期間供需偏緊，枯水期供需緊張；四川大部分時段電力供應略有富余，枯水期存在一定缺口；重慶電力供應能力不足，全年電力供需緊張。

　　東北電網電力供應富余。遼寧電力供需平衡有一定富余；吉林、黑龍江電力富余較多；蒙東電網電力供需平衡有余。全網火電設備利用小時低于4000小時，供熱期間風電消納困難。

　　西北電網電力供需平衡略有盈余。陜西電力供需基本平衡，但供需形勢受電煤供應影響較大；甘肅電力存在一定富余；寧夏外送任務重，供需基本平衡；青海電力供需總體偏緊，枯水期電力供需緊張；新疆電力供需總體平衡略有盈余；青藏聯網后西藏電力供需平衡。

　　南方電網電力供需緊張。來水不足及電煤供應緊張是影響電力供需平衡的關鍵因素，全網在汛前最大缺口超過1000萬千瓦，度夏期間缺口略有減小。其中，廣東電力供需緊張，二季度更加突出；廣西枯水期電力供應緊張；貴州外送減少，電力供需仍然緊張，供需形勢受來水情況及電煤供應制約嚴重；云南電力供需偏緊，豐水期電力供需基本平衡；海南電力供需總體平衡。

　　三、幾點建議

　　（一）增加煤炭產量，控制電煤價格，保障電煤運輸

　　2012年水電生產形勢可能仍不樂觀，保障電力供應最關鍵的是要確保火電生產的電煤供應，因此：一是盡快釋放煤炭產能、增加國內煤炭產量，控制國內煤炭出口、增加煤炭進口規模，確保電煤充足供應；二是做好電煤價格監督檢查工作，貫徹落實好中央經濟工作會議精神和國家有關要求，整肅流通環節，嚴格控制電煤到場（廠）價格；三是及時啟動煤電聯動，盡快理順電價形成機制，改善火電企業生產經營環境；四是建立健全電煤供銷預警、調節、應急機制，支持火電企業多存煤，保持電廠合理存煤水平；五是統籌安排好現有鐵路運力，組織好重點地區電煤運輸，加快核準建設“北煤南運”鐵路輸煤通道。

　　（二）運用電價等經濟調節手段，深化需求側管理和有序用電措施，促進經濟結構調整

　　全面總結我國在解決電力短缺矛盾方面的經驗教訓，加快推進電價等市場化手段調節電力供需平衡。一是深化電力需求側管理，出臺并實施如差別電價、懲罰性電價以及峰谷電價等措施，形成產業結構調整和節能的倒逼機制，促使用戶通過廣泛應用節電技術或產業技術升級來節能節電，促進產業結構調整和發展方式轉變；二是做好有序用電工作，細化相應措施，充分發揮政府的主導作用，根據各地用電負荷特性，滾動調整有序用電方案，確保“有保有限”落到實處；三是要及時發布電力供需信息，引導社會正確面對缺電矛盾，共同應對和實施有序用電，營造良好供電、保電環境；四是適當限制高耗能產品出口。

　　（三）高度關注新能源大規模無序發展對電力供需平衡的影響

　　近年來，我國的風電、太陽能等新能源發電迅速發展，特別是風電裝機連年翻番，截至2011年底已達到4505萬千瓦，全年風電新增裝機占全部新增裝機的比重接近20%。新能源發電大規模發展，在為電力結構調整、節能減排做出貢獻的同時，也對電力供需平衡造成較大影響。風電、太陽能等新能源能量密度低、發電利用小時數少，難以與穩定的用電需求相匹配，同時風電有較強的隨機性、間歇性和不可控性，太陽能發電也具有類似特征，為保證系統安全和電力穩定供應，風電、太陽能等新能源發電一般不納入月度及年度電力平衡，不能替代常規電源。因此，在電力規劃、電源項目安排等工作中，必須高度關注新能源發電對電源建設規模及電力供需平衡的影響，在積極發展新能源發電的同時，認真研究制定并積極實施滿足電力可靠供應要求的電源電網規劃方案和建設安排。

　　（四）堅持輸煤輸電并舉，促進電力適度超前發展

　　長期以來，我國煤電運緊張局面反復出現，給經濟發展和人民群眾生活造成一定影響。電力是清潔、便利、高效的二次能源，也是重要的國民經濟基礎產業，保持電力的穩定供應，對提高能源使用效率、促進節能減排以及合理控制能源消費總量等都具有重要保障作用，必須堅持輸煤輸電并舉，加大輸電比重，促進電力適度超前發展。一是加快西部、北部大型煤電基地規模化、集約化開發，應用特高壓、大容量直流等先進輸電技術將電力輸送到中東部負荷中心，緩解鐵路、公路煤炭運力不足的矛盾，實現更大范圍內能源資源優化配置，近期主要是加快核準錫盟、蒙西、新疆等一批煤電基地電源項目和外送輸電工程；二是按照優先發展水電、安全高效發展核電的原則，加快水電流域和電站的環評審批，具備條件后盡快核準開工一批后續水電項目，同時加快核電安全規劃的編制和審批，在保障安全的前提下，恢復和適度加快核電新建項目的審批。