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中电联日前发布了《2012年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，该报告指出，今年一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长6.8%，下降幅度较大，但3月份增速略有回升，其中制造业回升明显。第三产业和城乡居民生活用电量增长较快，拉动全社会用电增长较为明显。电力供应能力和完成投资稳步增长，但火电新增装机容量和完成投资继续明显减少，水电发电量负增长；火电企业到场煤价同比上涨、贷款利率维持高位对企业效益影响突出，火电企业经营仍然困难；跨区跨省送电稳步增长，全国电力供需总体平衡，南方电网区域出现错峰限电。
后三季度，全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间最大电力缺口可能在3000万千瓦左右，如遇大范围持续炎热天气等不确定因素叠加，最大缺口可能扩大到4000万千瓦。具体内容如下：
一季度，受需求增长放缓、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，南方电网区域出现错峰限电，全国最大电力缺口600万千瓦左右。
（一）全社会用电量增速回落幅度较大，3月份增速略有回升
一季度，全国全社会用电量11655亿千瓦时，同比增长6.8%（若剔除闰年因素，则同比增长5.6%），增速比上年同期降低5.9个百分点，比上年第四季度增速降低4.3个百分点。3月份，全国全社会用电量4160亿千瓦时，同比增长7.0%，比1-2月份增速回升0.3个百分点，若剔除闰年因素则回升2.1个百分点。
1、第三产业和城乡居民生活用电量增长较快，拉动全社会用电量增长较为明显
一季度，第一产业用电量190亿千瓦时，同比下降3.0%。
一季度，第二产业用电量8385亿千瓦时，同比增长4.5%，比上年同期降低7.8个百分点，比上年第四季度降低6.6个百分点；对全社会用电量增长的贡献率为48.8%，比上年同期大幅降低22.7个百分点。3月份，第二产业用电量同比增长4.1%，增速比1-2月份下降0.7个百分点，若剔除闰年因素则回升1.1个百分点。
一季度，第三产业及城乡居民生活用电量分别为1398和1683亿千瓦时，同比分别增长13.0%和15.5%，分别高出同期全社会用电量增速6.2和8.7个百分点；对全社会用电量增长的贡献率分别为21.6%和30.4%，分别高出上年同期8.1和15.8个百分点，拉动全社会用电量增长较为明显。
从用电量比重看，一季度，第三产业及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别比上年同期提高0.7和1.1个百分点，而第一产业和第二产业用电比重分别比上年同期降低0.2和1.6个百分点。
2、3月份制造业用电量增速回升明显
一季度，全国工业用电量同比增长4.5%，低于上年同期7.7个百分点，其中3月份工业用电量同比增长3.8%，增速比1-2月份降低1.0个百分点，若剔除闰年因素则回升0.7个百分点。工业用电量中，一季度轻工业用电量同比增长2.6%，其中3月份为16.9%，增速高出1-2月份20.8个百分点，若剔除闰年因素则高出22.4个百分点；一季度重工业用电量同比增长4.8%，3月份同比增长1.6%，增速比1-2月份回落5.0个百分点，若剔除闰年因素则回落3.3个百分点。
一季度，制造业用电量同比增长2.1%，低于上年同期10.5个百分点，其中 3月份同比增长 7.6%，增速高出1-2月份8.1个百分点，若剔除闰年因素则高出9.7个百分点，回升幅度较大；制造业中的大部分行业3月份用电量增速均比1-2月份有所回升。
一季度，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业合计用电量同比增长1.1%，增速比上年同期降低10.0个百分点，比上年第四季度降低16.2个百分点；占全社会用电量的比重为30.5%，低于上年同期1.7个百分点。其中，化工、有色金属冶炼行业用电量同比分别增长8.1%和6.7%，仍然维持一定增长水平；建材、黑色金属冶炼行业受房地产投资等需求放缓影响，同比分别下降2.0%和5.4%，3月份建材行业用电量已同比增长8.7%。
3、各区域用电量增速均比上年同期有所降低，东北区域延续低速增长
一季度，东、中、西、东北部用电量同比分别增长5.9%、9.4%、7.5%和3.3%，分别比上年同期降低6.3、2.1、8.4和6.1个百分点。3月份，东、中、西、东北部用电量同比分别增长6.9%、7.1%、8.3%和3.4%，分别比1-2月份增速回升1.5、回落3.5、回升1.3和0.2个百分点，若剔除闰年因素则分别回升3.3、回落1.7、回升3.0和1.9个百分点。
一季度，全国分省份中仅北京、河南、黑龙江和山西4省份用电量增速高于上年同期，分别比上年同期提高8.0、5.6、1.0和0.7个百分点；江西、福建、云南、甘肃、重庆、广西、浙江、四川、山东、辽宁、陕西、新疆共12个省份用电量增速比上年同期下降幅度超过9个百分点。
4、统调最高用电负荷增速明显放缓，略低于统调用电量增速
根据国家电力调度通信中心统计，一季度，全国电网统调最高用电负荷（即最高发受电电力，下同）59773万千瓦，比上年同期增长5.78%，低于上年同期8.34个百分点；统调用电量（即统调发受电电量，下同）10161亿千瓦时，日均统调用电量比上年同期增长5.90%，略高于统调最高用电负荷增速，增速比上年同期降低7.69个百分点。分区域电网来看，受电力消费需求放缓影响，除东北外的各区域电网统调最高用电负荷增速均低于上年同期，其中，南方、华东、西北、华北电网区域分别比上年同期降低11.00、7.65、5.12和3.64个百分点；东北区域需求增长缓慢，用电负荷以及发电负荷增速较低；西北电网统调最高发电负荷（即最高发电电力，下同）增速明显高于统调最高用电负荷增速，净外送电力1588万千瓦。
（二）电力供应能力稳步增长
1、火电新增装机容量明显减少
一季度，全国新增发电生产能力924万千瓦，比上年同期减少456万千瓦，主要是火电比上年同期减少352万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上发电装机容量10.30亿千瓦，比上年同期增长9.0%，估计全口径发电装机容量在10.63亿千瓦左右。全国6000千瓦及以上水电、火电、核电、并网风电分别为1.97亿千瓦（含抽水蓄能1868万千瓦）、7.69亿千瓦、1257万千瓦和4871万千瓦，分别比上年同期增长6.7%、7.6%、16.2%和42.8%，水、火电增速相对偏低。西部、中部、东北、东部地区装机容量分别比上年同期增长13.0%、9.1%、8.7%和6.4%，东部供应能力增长相对缓慢。
2、发电量增速回落明显，水电发电量负增长
根据国家统计局统计数据，一季度，全国规模以上电厂发电量为11446亿千瓦时，同比增长7.1%，低于上年同期6.7个百分点，其中3月份同比增长7.2%。
一季度，全国规模以上水电发电量1112亿千瓦时，同比下降1.2％，但2、3月份已转为正增长。在水电装机容量较大的省份中，福建、浙江受上年基数明显偏低影响，水电发电量同比分别增长56.3%和28.8%，四川、甘肃分别增长10.7%和6.8%，但广西、贵州、广东、重庆、云南同比分别下降48.6%、35.6%、18.5%、13.1%和4.2%。全国规模以上火电发电量完成9608亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期降低3.3个百分点。水电及火电发电量占全部发电量的比重分别低于上年同期0.8和0.1个百分点。
3、发电设备利用小时和水电设备利用小时同比下降，火电设备利用小时略有上升
一季度，全国发电设备累计平均利用小时1116小时，比上年同期降低18小时。
一季度，水电设备平均利用小时516小时，比上年同期降低65小时。水电比重大的省份中，福建、青海、四川的水电设备利用小时分别为952、629和611小时，其他省份均低于600小时。与上年同期相比，福建、浙江、甘肃、广东水电设备利用小时分别提高392、169、68和21小时，广西、贵州、云南分别降低362、352和116小时。
一季度，火电设备平均利用小时为1295小时，比上年同期增加4小时，为2008年以来最高水平。分省份看，青海、宁夏、广西火电设备利用小时分别达到1710、1666和1518小时，而福建、吉林、云南、江西、辽宁、黑龙江、广东低于1200小时。与上年同期相比，贵州、陕西、河南、广东的火电设备利用小时提高幅度超过50小时，云南、福建、江西、重庆、浙江下降幅度超过100小时。
4、电煤供应总体平稳，电煤价格先降后升
截至3月底，全国重点电厂电煤库存为7668万吨，可用19天，仅河南、山西、贵州、云南等少数省份在局部时段有少量机组出现缺煤停机。
全国电煤市场价格从上年11月份以来回落，2月下旬止跌趋稳，3月份以来持续稳步回升。秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭平仓价从上年底的800-810元/吨，降至2月下旬的765-775元/吨， 3月底已回升至775-785元/吨，4月中旬又升至780-790元/吨。
（三）跨区跨省送电较快增长，西北外送电量大幅增加
一季度，全国完成跨区送电量388亿千瓦时，同比增长21.8%；完成跨省输出电量1487亿千瓦时，同比增长10.5%。其中，西北外送电量146亿千瓦时，同比增长64.6%，主要是西北通过宁东直流送山东、德宝直流送四川、灵宝直流送华中电量同比分别增长98.1%、41.1%和55.1%；华北送出电量69亿千瓦时，同比增长31.8%。南方区域受来水偏枯影响，送出电量同比下降5.9%，云南、广西、贵州输出电量同比分别下降51.3%、41.5%和18.8%，南方电网区域西电东送电量同比下降35.5%。三峡累计送出电量同比下降6.4%。
（四）电力投资稳步增长，火电投资继续明显减少
一季度，全国电力工程完成投资1156亿元，同比增长13.2%，其中，电源、电网分别完成投资724、432亿元，同比分别增长18.2%和5.6%。电源完成投资中，火电完成投资141亿元，同比下降31.9%，延续上年持续下降的态势；水电、核电、风电分别完成投资276、171、128亿元，同比分别增长77.8%、11.9%和40.9%，清洁能源投资保持较快增长。
（五）全国电力供需总体平衡，南方电网区域出现错峰限电
一季度，受电力消费需求增长放缓、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，南方电网出现错峰限电。分区域看，华北、华中、华东区域电力供需平衡，东北、西北区域电力供应富余能力均超过1000万千瓦，南方电网区域因广东、广西、贵州、云南四省区受水电来水偏枯导致出力下降等因素影响，在1月上旬、2月中下旬及3月份出现错峰限电，最大电力缺口600万千瓦左右。
总体判断，2012年后三季度经济发展可能平稳回升，用电增长可能前低后高，全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间最大电力缺口可能在3000万千瓦左右，如遇大范围持续炎热天气等不确定因素叠加，最大缺口可能扩大到4000万千瓦。
（一）宏观经济及电力需求稳步增长，但增速放缓
尽管今年我国经济社会发展面临的不确定因素较多，但国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控能够确保国内经济继续保持平稳较快发展。一季度，国内生产总值同比增长8.1%，总体平稳增长，综合分析国内外机构的预测结果，预计后三季度我国经济增速总体将平稳回升，全年国内生产总值同比增长8.5%左右，比上年略有回落。
与此对应，后三季度电力消费需求也将稳步增加，但增速将比2011年有所回落，预计上半年全国全社会用电量为2.41-2.45万亿千瓦时，同比增长7%-9%，推荐增长8%左右；预计全年全国全社会用电量5.09 -5.19万亿千瓦时，同比增长8.5%-10.5%，推荐方案为5.14万亿千瓦时、同比增长9.5%左右，可能呈“前低后高”分布。
全年用电量分行业来看，第一产业用电量低速稳定增长；第二产业可能略低于全社会用电量增长；第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。分地区来看，西部和中部地区用电量增速高于全国平均水平，但西部地区用电量增速将比上年明显趋缓；东部和东北地区增速低于全国平均水平，东北地区继续维持低增长。
（二）电力供应能力稳步提高，火电投资及新增装机继续减少
截止3月底，全国电源在建规模比上年同期减少1400万千瓦左右；其中，水电、火电在建规模分别同比减少200万千瓦和700万千瓦左右。根据测算，全国电力工程建设完成投资可望超过7300亿元，其中，电源3500亿元左右、电网3800亿元左右；电源投资中的火电投资同比将继续减少，火电新开工规模将继续小于投产规模。
预计全年全国基建新增发电装机容量8600万千瓦左右，其中水电 2000万千瓦，火电5000万千瓦左右，比上年有所减少，核电100万千瓦（另有福建宁德核电站1台机组具备投产条件），并网风电1400万千瓦，并网太阳能发电100万千瓦左右。年底全国全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右，其中水电2.5亿千瓦，火电8.15亿千瓦，核电1357万千瓦，并网风电5900万千瓦，并网太阳能发电300万千瓦。
（三）电力供应的影响因素较多、风险仍然较大
1、部分地区电煤供应可能仍然紧张，电煤价格回升压力较大
今年以来，受经济增长放缓导致国内煤炭消费需求增速回落、各级政府及企业重视电煤保障，以及国际市场煤炭价格低于国内价格使得煤炭进口量大幅增长，全国电煤供应总体平稳，库存始终保持较高水平。但是，随着气温升高以及工业生产平稳恢复，全社会用电量增速将逐步回升，电煤消费需求也将明显增加，初步估计全年全国电煤消耗量将超过21亿吨，比上年增加1.5亿吨-2亿吨，煤炭需求仍然强劲。总体判断，国内煤炭产量难以满足电煤消耗需求，仍然需要进口相当规模煤炭来平衡总量缺口，后三季度电煤供应压力仍然较大，电煤价格很可能将继续回升。今年全国铁路新增有效运力相对偏少，电煤运输仍将是制约电煤有效供应的重要瓶颈，特别是部分省份在用电高峰期或枯水期更显突出。因此，后三季度电煤供应的地区性和季节性偏紧可能仍然较为突出，将给部分地区的电力供需平衡产生明显影响。
2、天气及来水情况对供需影响较大
近些年来，冬季供暖和夏季制冷负荷增长较快，在全社会用电负荷中的比重稳步提高，气温、气象对用电负荷的影响越来越明显。去年迎峰度夏期间没有持续高温天气，制冷负荷增速相对偏低，今年制冷负荷增速将可能恢复到往年的较高水平，特别是如果遇到极端高温天气，可能使全社会用电负荷有较大增长，相应对电力供需平衡产生较大影响。
2月份以来，全国水电发电量已恢复正增长，国家电网经营区域来水情况总体相对较好，重点水电厂来水情况比上年同期有所增长， 3月底区域内重点水电厂总蓄能值同比增长19%，有利于后期水电生产；南方电网经营区域来水依然偏枯，形势仍然较为严峻， 3月底红水河、乌江、澜沧江三大流域合计蓄能值同比减少38%，预计二季度红水河流域来水情况仍比多年平均水平偏枯3-5成，乌江、澜沧江、金沙江流域偏枯2-3成，相应对南网区域后几个月的电力供应继续带来不利影响。
（四）迎峰度夏期间电力供需形势仍然较为严峻
综合考虑各方面因素，后三季度全国电力供需形势仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，主要集中在南方电网区域以及华中电网区域的部分省份；迎峰度夏期间最大电力缺口可能在3000万千瓦左右、拉限电范围将有所扩大，如出现大范围持续极端高温天气、来水偏枯以及电煤供应紧张等不确定因素叠加情景，缺口可能扩大到4000万千瓦。预计全年发电设备利用小时将在4750小时左右，比2011年略有提高；火电设备利用小时在5300-5400小时，比2011年提高100小时以内。各区域具体情况：
华北电网电力供需总体偏紧。气温、电煤对电力供需平衡影响较大，夏季高峰期全网最大缺口超过500万千瓦。京津唐、山东电力供需总体平衡，高峰时段存在一定缺口；河北南网夏季高峰期供需偏紧；山西电力供应能力基本充足，但供需形势仍取决于电煤供应情况；内蒙西部电网供需平衡有余。
华东电网电力供需紧张。迎峰度夏期间全网最大电力缺口超过1200万千瓦。浙江、江苏供应能力不足，夏季高峰期电力缺口较大；上海供需基本平衡，高峰时段存在一定缺口；安徽电力供需基本平衡；福建电力供需平衡有少量富余。
华中电网电力供需偏紧。供需情况受来水及电煤供应情况影响，枯水期及夏季高峰期均存在一定缺口，最大缺口1000万千瓦左右。河南夏季高峰期有一定缺口，且受电煤供应影响明显；湖北、湖南、江西高峰期间存在一定缺口，缺口主要取决于汛期来水情况；四川大部分时段电力供应略有富余；重庆电力供应能力不足，电力供需紧张。
东北电网电力供应富余。辽宁电力供需平衡有一定富余；吉林、黑龙江电力富余较多；蒙东电网电力供需平衡有余。全网火电设备利用小时居全国各区域最低水平。
西北电网电力供需平衡有余。陕西电力供需基本平衡，但受电煤供应影响较大；甘肃电力存在一定富余；宁夏外送任务重，供需基本平衡；青海电力供需总体偏紧；新疆电力供需总体平衡略有盈余；西藏电力供需平衡。
南方电网电力供需紧张。来水不足及电煤供应紧张是影响电力供需平衡的关键因素，全网供需形势在汛前较为紧张，最大缺口超过1000万千瓦，度夏期间缺口有所减小。广东电力供需紧张，二季度更加突出；广西枯水期电力供应紧张；贵州外送减少，电力供需仍然紧张，供需形势受来水情况及电煤供应制约严重；云南枯水期电力供需偏紧，丰水期电力供需基本平衡；海南电力供需总体平衡，存在少量缺口。
（一）密切关注经济增速和电力需求走势，加大微调频度促进经济结构调整
建议国家适度加快微调频度，一是适当减轻企业税收负担；二是加大对小微企业融资等政策扶持；三是采取点、线投资拉动政策，即对部分战略性新兴产业、部分基础设施和城乡电网改造等部分领域适度加大投资力度，促进产业结构转型升级。
（二）加快电网跨区通道建设，在全国范围内实现资源优化配置
采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是继续实施西电东送战略，加快推进跨区通道建设，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题。
（三）运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施
按照政府工作报告要求，深化电价改革。针对迎峰度夏用电高峰期电力需求偏紧的情况，要更大力度运用电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制；二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，提前做好迎峰度夏准备；三是各地加快出台居民阶梯电价实施细则，同时跟踪研究相应的影响变化；四是及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电，营造良好供电、保电环境。
（四）增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输
2012年保障电力供应的关键还是确保电煤供应和控制电煤价格。因此建议，一是增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应；二是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，做好电煤价格监督检查工作，整肃流通环节，严格控制电煤到场（厂）价格；三是尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境；四是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输。
（五）密切关注大规模火电机组环保改造过程中造成电力实际供应能力的下降
根据《火电厂大气污染物排放标准》，近7亿千瓦的煤电机组需要在2年多的时间内完成除尘、脱硫、脱硝等环保设施的集中改造，势必造成现有供应能力的明显减少。因此建议，一是国家发展改革委、电力行政主管部门与环保行政主管部门加强协调，进一步分析测算新的排放标准对电力工业乃至整个社会的影响，完善排放标准使之科学合理；二是各级政府部门与电网企业、发电企业及早开展协调，高度重视可能出现的由于大量机组停机改造造成的电力平衡问题并提出应对措施；三是尽快完善脱硫和脱硝电价，出台除尘改造的补贴政策等；四是建议暂缓执行取消现役机组脱硫装置烟气旁路，保障现有机组安全稳定供电；五是政府环保产业化管理部门组织行业协会和有关部门加快制订技术路线和支撑性的技术规范，加快修改大量的已经不能适应新排放标准要求的技术规定。
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