下半年用电有望回升

　　欧阳昌裕对下半年的运行态势进行了总体分析。他指出，下半年国内经济将继续保持平稳增长态势，全年GDP增长7.6%左右。除经济因素外，影响下半年用电增长的重要因素是气候因素。考虑到今年迎峰度夏期间出现持续高温天气的可能性较大，预计今年三季度用电量增速将比二季度有较大回升；由于上年四季度用电增速较高、基数较大，今年四季度用电量增速可能比三季度有较大回落。预计下半年全国全社会用电量2.72万亿~2.77万亿千瓦时、同比增长5.0%~7.0%，全年全社会用电量5.22万亿~5.27万亿千瓦时、同比增长5.0%~6.0%。

　　预计下半年全国新增发电装机5800万千瓦左右，全年新增发电装机容量9000万千瓦左右。其中，可再生能源装机新增4700万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，并有望成为世界上发电装机规模最大的国家，其中可再生能源3.6亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦。

　　综合考虑可能出现的极端高温天气、长江中游及西南地区可能出现干旱、电煤供应、天然气价格上调以及风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计下半年全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华中和南方区域电力供需总体平衡；受跨区跨省通道能力制约等影响，华北和华东区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现紧平衡。预计全年发电设备利用小时4500小时左右，其中火电设备利用小时4900小时左右。

　　电价形成机制待理顺

　　当前，随着电煤价格平缓下滑，火电行业已从过去严重亏损转变为当期盈利。欧阳昌裕强调，在火电企业盈利水平不断好转的同时，影响盈利的不利因素也客观存在：一是受全社会用电需求增长下行影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降；二是去年开始的全面脱硝等环保改造工作需要较大投资，而国家出台的补贴电价远不能抵消成本的增加；三是因往年煤电联动价格远没到位，火电企业历史欠账较多，五大发电集团负债率均在80%以上，远高于国资委预警线；四是各地煤价变化情况相异，甚至部分地区煤炭企业上调煤价，火电企业实际享受到的到场煤价下降幅度差异较大。为此，他也建议国家近年内不宜下调电价，给火电企业一个休生养息的机会，以恢复火电行业的可持续发展能力。

　　欧阳昌裕还指出，相关部门要高度重视并化解云南、四川等西南水电基地因现有外送通道能力趋于饱和，而可能出现的大量弃水问题：一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水。三是对弃水严重的省份宜适当控制风电、太阳能等电源开发进度。

　　结合东北地区电力供应能力长期富余，发电利用小时低，企业经营困难加剧的实际情况，中电联建议，“十二五”期间严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有供应能力。

　　鉴于东北地区热价长期偏低，煤热价格倒挂现象较为普遍，随着重点合同煤取消、区域市场电煤价格上调，供热企业亏损加大。中电联建议指出，政府有关部门应对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难。

　　当前，电力行业要把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务：一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进大用户直供电试点，同时应防止高耗能高污染企业借机获得优惠电价。二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；加快形成天然气发电价格机制；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。