总体情况
上半年，宏观经济运行总体良好。全国电力需求总体旺盛，全社会用电量较快增长，第二产业带动作用减弱，第三产业和城乡居民生活用电量增速提高；工业用电量增速低于全社会用电量增速，轻工业用电量增速较重工业明显回落；日均制造业用电量连续3个月稳定在历史最高位；四大重点行业月度用电量总体保持较大规模，但增长趋势各异。全国基建新增发电生产能力超过上年同期，但火电装机容量增速偏低。二季度水电发电量微弱增长，火电月度发电量连续超过3000亿千瓦时;市场电煤价格持续高位上涨，个别地区电煤紧张，供应保障压力加大，跨区跨省输电对缓解部分地区电力供需紧张矛盾作用突出。行业效益略有增加，但火电业务亏损加剧。
下半年，全国电力消费需求继续平稳增长，维持年初时全年全社会用电量4.7万亿千瓦时、同比增长12%左右的预测判断；全年电力完成投资仍将保持较大规模，火电新增规模小于上年，预计新增发电装机容量8500万千瓦左右，年底全国发电装机容量10.5亿千瓦。综合各种因素分析，全年全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧，迎峰度夏期间电力供应缺口比年初冬季略有扩大，如果出现极端高温天气，高峰缺口将进一步加大；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比继续上升。
一、上半年全国电力供需与经济运行形势分析
上半年，受电力需求较快增长、电煤供应及运力紧张、部分地区干旱导致水电出力下降、局部地区电力供应能力不足、电网跨区调剂能力受限等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区、高峰时段电力供需矛盾比较突出，存在不同程度的电力缺口，全国最大电力缺口在3000万千瓦左右。通过组织跨区跨省电力支援和实施有序用电等措施，有效缓解了电力供需矛盾，保障了经济社会平稳健康发展。
（一）电力消费情况
1、全国电力需求总体旺盛，二季度增速略有回落
上半年，全国全社会用电量为22515亿千瓦时，同比增长12.2%。分季度来看，一、二季度，全社会用电量同比分别增长12.7%和11.7%，增速略有回落。分月来看，各月用电量规模基本相当，6月用电量达到3965亿千瓦时，接近上年8月份的月度历史最高水平；各月用电量增速均在10%～14%，仍在较快增速范围内。
2、第三产业和城乡居民生活用电量较快增长，第二产业用电量增速低于全社会用电量增速
上半年，第一产业用电量475亿千瓦时，同比增长5.9%。第二产业用电量16961亿千瓦时，同比增长11.9%；对全社会用电量增长的贡献率为73.8%，比上年同期低9.8个百分点，说明第二产业仍是带动全社会用电量快速增长的主要动力，但带动作用有所减弱。第三产业和城乡居民生活用电量分别为2384亿千瓦时和2696亿千瓦时，同比分别增长15.2%和12.5%，增速均高于全社会用电量；一、二季度，第三产业用电量同比分别增长15.5%、15%，呈现平稳快速增长态势；城乡居民生活用电量分别增长14.1%、10.7%，用电增速的季节性波动特征明显。
3、6月工业月度用电量首次突破3000亿千瓦时，轻工业用电量增速较重工业明显回落
上半年，全国工业用电量16688亿千瓦时，同比增长11.7%。2月份以来，各月工业用电量增速均超过10%，6月份工业用电量首次超过3000亿千瓦时（3001亿千瓦时），达到历史最高水平。上半年，轻、重工业用电量分别为2756亿千瓦时和13932亿千瓦时，同比分别增长10.3%和12.0%；一、二季度，轻工业用电量同比分别增长11.4%、9.3%，均低于同期全社会用电量增速；重工业用电量分别增长12.3%、11.8% ，轻工业用电量增速回落更加明显。上半年，全国制造业用电量12499亿千瓦时，同比增长12.1%，春节后制造业用电量逐月增加并连创新高，日均用电量规模已连续3个月超过70亿千瓦时/天。
4、四大重点行业月度用电量总体保持较大规模，但增长趋势各异
上半年，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计7482亿千瓦时，同比增长11.2%；占全社会用电量的33.2%，比上年同期低0.3个百分点；对全社会用电量增长的贡献率为30.8%，比上年同期低11.6个百分点，贡献率已经低于同期用电量占比，对全社会用电量增长的带动作用已经减弱。分行业看，上半年，化工行业用电量同比仅增长7.5%，二季度增速有所提高（为10.8%）；上半年，建材行业用电量快速增长，一、二季度基本保持稳定快速增长态势；上半年，黑色金属冶炼行业月度用电规模高位稳定，但受基数等因素影响，二季度增速明显回落；上半年，受基数影响，有色金属冶炼行业月度用电量同比仅增长6.7%，二季度增速有所提高。很显然，四大行业合计用电量增长放缓，主要是由于化工和有色金属冶炼行业增速较低，特别是与国际市场联系紧密的有色金属冶炼行业在一季度增长偏低；与投资直接相关的建材和钢铁冶炼行业增长依然较快，但是钢铁冶炼月度用电量增速已经趋缓。江苏、浙江等纺织业用电大省用电较快增长，广东纺织业用电增长缓慢。
5、西部区域用电增长最快
上半年，各省用电均实现正增长，其中西部区域用电量增长最为迅速，达到15.8%，明显高于其他各区域。东部、中部、东北区域用电量增速分别为11.1%、11.8%和8.9%，均低于全国全社会用电量增速，占全国全社会用电量的比重均比上年同期有所下降。受四大行业用电量增长的拉动作用，新疆、江西、福建、云南、宁夏、海南、青海、甘肃、内蒙古全社会用电量增速都超过15%，主要是西部地区省份。上半年，电力供需较为紧张的重庆、贵州、江苏、湖北、湖南、浙江的全社会用电量增速分别为14.9%、14.9%、13.6%、12.8%、11.8%和11.7%，基本接近或超过全国平均水平，用电需求较快增长并且高于本省电力供应能力增速，是造成这些省份供需紧张的根本原因。
（二）电力供应情况
1、基建新增装机容量高于上年同期
上半年，全国基建新增发电装机容量3478万千瓦，比上年同期多投产95万千瓦，其中，火电2331万千瓦，比上年同期少投产90万千瓦。各区域中，西北区域新增装机容量占全国的21.5%，所占比重比上年同期提高15.0个百分点；华东区域新增发电装机容量占全国的比重比上年同期降低13.9个百分点，在需求旺盛情况下，新增装机明显减少，加剧了该区域电力供需矛盾。
2、火电装机容量增速偏低
截至2011年6月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量96166万千瓦，同比增长10.5%。其中，水电 18874万千瓦，火电72448万千瓦，同比增长8.9%，核电1082万千瓦，并网风电3700万千瓦。作为电力供应保障基础的火电装机容量增速远低于用电量增速，必然造成全国电力供需形势趋于紧张。
3、发电量持续较快增长，二季度水力发电量微弱增长
上半年，全国规模以上电厂发电量22166亿千瓦时，同比增长13.5%。分类型看，水电发电量同比增长12.5%，一季度，主要流域来水基本正常，水电发电量同比增长32.9%；进入二季度后，长江中下游流域出现剧烈的旱涝急转，导致全国水电发电量同比仅增长1.5%，江西、福建、浙江、重庆、湖南、湖北的二季度水电发电量分别同比下降62.1%、54.1%、53.7%、20.2%、17.8%、11.9%，对这些省份的电力供需造成很大影响；火电发电量同比增长12.5%，月度火电发电量自2010年12月份以来均超过3000亿千瓦时（2011年2月份除外），即使在4、5月份淡季也没有明显减少，给电煤供应和电力供应造成很大压力；新投机组翘尾因素导致核电发电量同比增速达到24.2%；6000千瓦级以上电厂并网风电发电量同比增长61.3%。
3、火电发电设备累计平均利用小时处于2008年以来最高水平
上半年，全国发电设备累计平均利用小时2306小时，比上年同期提高44小时，略低于2008年同期水平。其中，水电1413小时，与上年持平，是2006年以来的次低水平，其中二季度各月水电设备平均利用小时是2006年以来的最低水平。全国火电设备平均利用小时2592小时，是2008年以来的同期最高水平，反映出今年上半年电力供需形势是2008年以来最为紧张的。4、5月份电力供需紧张的省份火电设备利用小时增加幅度较大，如：重庆增加449小时，江西增加407小时，浙江增加360小时，湖南增加345小时，湖北增加334小时。
4、重点企业电厂存煤基本正常，但市场煤价持续上涨
今年以来火电生产持续旺盛，4、5月份国际煤价大幅上涨造成进口煤明显减少，加上二季度水电减发等因素综合影响，导致电煤市场价格自3月份以来继续明显上行。如秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭，6月份的平均价已经比3月份上涨71.6元/吨，使得本来已普遍亏损的火电企业经营异常困难。上半年，全国重点企业电厂存煤总体正常，但受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，上半年局部地区、部分时段电煤供需仍出现紧张。
（三）跨区送电快速增长，南方电网“西电东送”电量逐月增加，京津唐电网送山东电量保持高速增长
跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张发挥了重要作用。上半年，全国跨区送电量完成725亿千瓦时，同比增长22.8%，是2006年以来同期的次高增速。在主要线路中，“向-上”直流4、5、6月份分别完成送电4.7、4.9、10.8亿千瓦时；上半年，西北送四川直流累计完成送电58亿千瓦时，同比增长818.8%；长南一线（特高压）完成送电32亿千瓦时；贵州送湖南和重庆分别完成26、19亿千瓦时，同比分别增长212.2%和41.3%；西北送山东完成112亿千瓦时。上半年，全国跨省输出电量2933亿千瓦时，同比增长11.8%；其中，陕西、甘肃、四川、安徽、云南、内蒙古、宁夏、辽宁分别增长17.6%、81.7%、58.5%、16.5%、34.3%、15.1%、367.1%和20.7%，分别送往电力比较紧张的华东、南方、华北、华中部分省份；安徽向浙江、江苏分别送电92亿千瓦时和115亿千瓦时，同比分别增长19.3%和14.4%，对支持浙江、江苏电力供应贡献突出。
上半年，南方电网“西电东送”电量逐月增加，累计完成484亿千瓦时，同比增长12.5%；其中，送广东和广西分别完成428亿千瓦时和57亿千瓦时，同比分别增长6.1%和106.5%。京津唐电网输入电量188亿千瓦时，比上年略有增加；输出电量116亿千瓦时，同比增长42.9%；其中，京津唐电网送山东108亿千瓦时，同比增长42.6%，对缓解山东电网电力紧张作用突出。
（四）清洁能源投资比重继续上升，电网投资恢复正增长
上半年，全国电力工程建设完成投资2791亿元，同比增长9.1%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资1501亿元和1290亿元，同比分别增长11.7%和6.3%，电网投资当年累计增速自4月份开始恢复正增长，但占全部电力工程投资的比重下降至46.2%。电源工程投资中，水电、核电、风电合计投资额比重上升到66.6%，比上年同期提高4.3个百分点，火电投资比重持续下降。分区域看，电源工程完成投资主要集中在西部地区，其完成投资占全国的42.4%。
（五）火电生产行业利润继续大幅下降，五大发电集团火电继续严重亏损
今年以来，电力行业仍在承受煤价上涨给生产经营和电力保供造成的巨大压力。虽然4月份部分省份上网电价略有上调，仍未扭转电力企业的经营困境。根据国家统计局统计，1-5月份，火电生产企业实现利润总额75亿元，同比下降52.4%；同时，贷款利率持续上升进一步增加了火电企业利息支出；分地区看，中部、东北地区各省火电企业继续全面亏损。据中电联统计，上半年，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损66.5亿元，同比增亏50.9亿元，其中，上半年火电生产企业亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。
与各主要上下游行业相比，电力行业是其中效益水平最低、经营压力最大的行业。电力行业实现的利润总额不足煤炭开采洗选业、石油天然气开采行业利润的1/3；行业销售利润率为3.2%，仅为全国规模以上工业企业平均销售利润率的一半左右，不足煤炭行业的1/4，仅为石油天然气开采行业的1/12左右。
二、2011年全国电力供需形势预测
2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，四季度全国电力消费增速略高于12%。分行业来看，第一产业低速稳定增长，第二产业受上年基数影响，增速略有提高，第三产业和城乡居民生活用电稳定增长。
清洁能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将使电力工程投资继续保持较大规模，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元和3500亿元左右；但是，电价政策、项目核准速度以及货币信贷政策都将在一定程度上影响全年电力投资的进程、规模和结构。全国基建新增装机8500万千瓦左右，年底全国全口径发电装机容量10.5亿千瓦左右。
下半年，局部地区电煤供需持续偏紧，部分地区、部分时段将出现电煤供需相对紧张的情况；煤价总体仍将维持高位运行，进一步上涨的风险很大，将对电力生产供应和企业效益产生较大影响。
下半年，电力需求仍将保持较快增长，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降等结构性因素的影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区持续偏紧、存在时段性电力紧张。预计迎峰度夏期间，全国最高用电负荷增长14%左右，华东、华北、华中、南方等电网电力供需缺口合计将达到3000-4000万千瓦，而东北、西北、内蒙西部等电网仍有超过2000万千瓦的富余装机容量。迎峰度冬期间，全国电力缺口在2500-3000万千瓦左右，东北、西北和蒙西电网仍有富余。总体来看，全国电力供需形势将比“十一五”后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年涉及的范围更广、缺口有所扩大。
预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5250小时左右，比上年提高200小时。
三、需要关注的几个问题
（一）进一步发挥需求侧管理和有序用电在调节近期电力经济运行平衡的突出作用
针对用电需求较快增长，部分地区供需紧张的实际情况，有关部门应加大需求侧管理力度，切实落实《有序用电管理办法》，通过加大电价的市场经济调节手段，抑制不合理的电力消费，降低高峰时段用电负荷需求。如，落实出台居民用电阶梯电价实施方案，引导民众节能节电意识；加大对企业实施错峰、避峰的电价奖惩力度，减少电网尖峰负荷需求，促进电力总量平衡。
（二）继续及时落实和深化完善煤电联动机制
近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出。自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格从2003年底的275元/吨已大幅上涨到2011年6月底的840元/吨以上，累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。2011年4月份国家发改委对部分省份上网电价进行了调整，但此次上网电价仍未调整到位，依然偏低，仅能减少部分省份的亏损额，而且电价调整的同时，市场煤价也跟随明显上涨，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。
目前，煤电联动机制是国家采取市场手段理顺煤电矛盾的重要措施，是在电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，仍是解决煤电矛盾的有效措施。因此，建议及时落实机制，联动到位，同时要继续完善这个机制，一是触发启动点要更加清晰明确；二是经过多轮煤电联动，发电企业自行消化的部分，已经没有再消化能力了，建议取消或调整。
（三）多渠道缓解发电企业生产经营困难
目前，火电企业负债率过高，由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，各电厂融资、借贷信用度下降甚至殆尽，流动资金严重短缺，发电生产采购电煤的资金已难以保证，建议相关政府部门协调，积极帮助多渠道筹措资金，确保发电企业能够有钱买煤发电，保障迎峰度夏供电安全。
目前，新开工火电发电项目规模快速下降，一方面是前几年结构调整的因素体现，另一方面是发电企业严重亏损，投资意愿下降，这将严重影响到今后电力行业可持续发展。建议通过适时上调电价，加大对发电企业资本金注入，减免企业所得税等措施，缓解燃煤电厂生产经营困难。
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