電力消費持續回升。2013年三季度以來，在鋼鐵、有色等高耗能行業的增長帶動下，電力消費增幅持續回升。1—8月份，全社會用電量3．5萬億千瓦時，同比增長6．8%，增幅較上年同期提高1．7個百分點。其中，第一產業用電量692億千瓦時，同比下降0．5%；第二產業用電量25654億千瓦時，增長6．3%；第三產業用電量4161億千瓦時，增長10．7%；城鄉居民生活用電量4496億千瓦時，增長7．5%。分部門看，工業用電增幅較上年同期增加3．1個百分點；是電力消費增長的主要拉動力量。此外，基數影響也不容忽視。值得注意的是，今年以來居民生活用電出現顯著下滑，但入夏以來，受氣溫較歷年同期平均偏高影響，三產和居民生活用電均有顯著提升，其中8月份居民生活用電增速達到21．4%，為幾年來單月最高。
發電量穩定增長，水電增速放緩。2013年1—8月，全國規模以上電廠發電量34320億千瓦時，比2012年同期增長6．4%，增幅較2012年同期上升2．6個百分點。其中，水力發電量增速有所下滑，1—8月共實現水力發電量5061億千瓦時，同比增長 5．7%，增速較上年同期下滑14．9個百分點；同期火電實現發電量27769億千瓦時，同比增長5．9%，增速較去年同期加快5．2個百分點。
火電穩定，水力發電設備利用率下滑。發電設備利用率取決于自然條件、電力裝機總容量規模和電力供需平衡狀況。2013年1—8月，全國月均降水量與歷年平均水平持平，但顯著低于2012年的水平。同時，7、8月份我國降水空間分布不均較為明顯，東北、華北地區降水偏多，而西南長江、瀾滄江等重點流域降水較往年偏少。同時，今年以來煤價持續下跌，火電盈利空間不斷擴大，火電企業多發電意愿明顯增強，在水電增長動力不強的條件下，火電成為保障新增電力需求的主要力量。2013年1—8月全國發電設備累計平均利用小時為3016小時，同比下降49小時。其中，水電設備平均利用小時為2265小時，同比減少115小時；火電設備平均利用小時為3323小時，比上年同期下降6小時基數影響所致。
水電裝機持續高速增長，火電投資減少趨勢減緩。受2012年之前行業低盈利水平影響持續，電力行業整體投資低迷，2013年 1—8月全國電力、熱力的生產和供應業實現固定資產投資8726億元，同比增長12．2%；電源投資完成額2076億元，較2012年同期增加89億元。其中值得注意的是，由于近一年多來盈利能力增強，火電投資近年來連續下滑趨勢有所減緩，1—8月份火電基本建設投資完成額524億元，同比下降20億元。水電投資達到828億元，同比增加100億元，仍然是投資最活躍的發電部門。核電基本建設投資完成額達到347億元，較2012年同期下滑90億元。1—8月份我國新增發電設備容量達到4710萬千瓦，同比增加1242萬千瓦。其中火電新增2092萬千瓦，同比略降25萬千瓦；水電新增1605萬千瓦，同比增加809萬千瓦；核電新增221萬千瓦；風電新增545萬千瓦。
全年電力行業運行預測
電力消費保持平穩增長，全年總體呈前低后高態勢。在全年GDP增長7．7%的基本預期下，預計四季度電力需求為 13602億千瓦時，同比增長7．0%；全年電力總需求量53171億千瓦時，同比增長7．2%。全年增長呈現前低后高的趨勢。從用電結構來看，工業用電將維持穩定增長勢頭，預計四季度用電量為9937億千瓦時，同比增長4．8%，增速環比出現回落；第三產業用電1580億千瓦時，同比增長12．4%；生活用電量1651億千瓦時，增長14．7%。預計全年工業用電38295億千瓦時，同比增長為6．2%，增速比去年增加2．1個百分點；第三產業和生活用電累計分別為6346億和6813億千瓦時，分別同比增長11．5%、9．5%。
火電出力將有較大提升，水電保持穩定。預計四季度規模以上企業發電量為13171億千瓦時，同比增速為7．6%，增幅較上季度下滑4．9個百分點。考慮基數影響疊加經濟回升勢頭，預計全年發電量增速峰值出現于三季度，全年規模以上企業發電量為 51503億千瓦時，同比增速為6．9%。預計四季度規模以上企業實現火力發電量10785億千瓦時，同比增長11．5%，環比下降 8．8個百分點。全年火力發電量41616億千瓦時，同比增長11．0%，較去年同比大幅增加11．6個百分點。2013年以來，我國月均降水量與歷史平均水平相當，遠低于2012年水平，但裝機的快速增加仍將成為水電穩定增長的重要保障。預計四季度水力實現發電量1770億千瓦時，同比下降2．3%，比去年同期下滑28．3個百分點；預計全年實現發電量7518億千瓦時，實現同比增長0．4%。核電新增裝機221萬千瓦，增速為近四年來最高，在發電利用小時數穩定的前提下，預計四季度核發電量為 282億千瓦時，同比增長10，7%；預計全年實現發電量1043億千瓦時，同比增長11．4%。
總體發電設備利用小時數略有下降。預計2013年四季度，總體發電設備利用小時數為1110小時，同比下降23個小時；其中，火力發電設備利用小時數為1249小時，同比下降9個小時；水力發電設備利用小時數為730小時，同比下降37小時。從全年來看，預計2013年總體發電設備利用小時數為4508小時，其中火電4976小時，水電3341小時。影響利用小時數的主要因素包括：水電裝機持續快速增長，同時近期降水空間分布不均嚴重影響了水電運行效率，在需求中速增長的背景下，使得水電機組利用小時數下降；目前水電歧視性定價的局面有望改變，這可能成為水電機組整體效率提升的重要動力；盡管下調火電電價將一定程度上壓縮火電企業盈利空間，但火電利潤水平仍遠高于前幾年的水平，其凈利潤甚至有望較2012年翻番，發電企業的多發電意愿將保證2013年火電機組運行效率出現明顯回升。
火電新增裝機有望結束下滑。盈利預期是投資的關鍵因素。近年來，在國家政策和煤價持續上漲的局面下，火電盈利空間大幅縮減，水電取代火電成為投資最活躍的部門，火電新增裝機呈現逐年下滑的趨勢。但2012年以來，火電盈利空間恢復，投資增速加快。而火電建設工期較短，新增投資可以較快形成發電能力。同時，由于近年來水電投資持續快速增長，預計新增水電產能將在未來一段時間進入集中快速釋放期，水電裝機有望持續快速增長。預計2013年電力總裝機容量將達到12．35億千瓦，其中新增裝機容量9583萬千瓦；火電裝機容量8．67億千瓦，其中新增裝機容量5293萬千瓦；水電裝機容量2．81億千瓦，其中新增裝機 2545容量萬千瓦。
從電力供應的角度來看，由于自來水分布不均和煤價持續下跌等因素，火電和水電出現了一定程度的倒掛。其中經過幾年的產能集中釋放，煤炭主產區產能過剩較為嚴重，造成煤炭價格持續下滑，至9月中旬，秦皇島5500大卡動力煤出港價已經下跌至 520元／噸，較年初大幅下跌100元／噸。由于煤價持續下行，即便在電價9月份可能下調的預期下，預計全年平均單位發電利潤仍將達到約5分／千瓦時，遠遠高于2012年2．2分／千瓦時的水平，接近水電的利潤水平。盈利能力的大幅增強促進了火電企業投資和生產的積極性，而機組效率的逐年提高也進一步增強了火電的利潤優勢。過去六年中，火電電源基本投資完成額以及新增裝機呈持續下滑態勢，提高火電企業的積極性，對保證我國的電力供應安全有著重要意義。
最后，隨著高耗電工業企業的廣泛轉移，東部地區的電力需求增長放緩，其中上海、浙江等省市的居民生活用電所占比重快速提高，造成華東電網季節波動特征明顯。而西部地區受制于國內需求相對低迷，其用電增速和電網負荷率在上半年也呈現較低迷的形勢。隨著工業企業的回暖和結構升級的不斷深化，預計西高東低的態勢仍將持續，東部用電相對緊張的情況將有所緩解。
對策與建議
首先，應繼續細化完善電力上網價格形成制度。一方面需要擴大探索步伐，例如，在條件允許的部分省區進行“同質同價”試點，對少數三級電力交易市場進行細分，切實減少申報審批環節，以地區性產業集群等為對象開展集中直購電試點，嘗試尋找電價市場化的適宜路徑；另一方面，以靈活交易為基礎，針對不同地區不同發電形式，以更加靈活的制度核定上網電價，例如嘗試在三級交易市場分片分形式劃定上網電價細分及調整細則，以取代當前標桿電價“一刀切”的做法。
其次，針對目前電網集成輸電、配電、調度、交易四大功能的局面，需要積極推進電力體制改革。調整當前輸配電價形成制度，加快電網輸配電成本核算；逐步將電力交易機構中立化，可考慮由政府或公用事業單位承接電力交易機構，積極嘗試電力交易市場和調度機構分離，對電力交易市場由地方或全國電力主管部門進行監督；將電網建設規劃、標準制定等權力上收，避免出現政策性職能完全由企業承擔的局面；深入研究電力建設規劃，對電網企業的大型項目建設要嚴格監督，避免重復投資和超前投資。
最后，在安全高效發展核電的背景下，新的核電定價方法對企業控制成本能力提出了更高要求。當前核電建設企業普遍的財務狀況不佳，在實際電站施工建設過程中也出現了較多突發技術問題，尤其對于三代堆新建項目，工期被動延長的情況較多。建議加大對核電發展規劃和技術研發的關注支持力度，保護各方面發展核電的積極性。
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