2013年全国电力供需形势预测
（一）国内经济企稳回升，用电增速有所回升
2013年，中央经济工作会议确定了国内生产总值增长7.5%左右的目标，结合历年来实际执行结果大多超过预期值的实际，综合各方预测结果，初步预测2013年GDP增长7.5%-9.0%、推荐8.0%左右，相应全国全社会用电量增长6.5%-8.5%，推荐5.33万亿千瓦时左右、增长7.5%左右。
（二）新增发电装机超过上年，火电新增装机继续减少
预计2013年全国新增装机8700万千瓦左右，其中火电4000万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一，其中水电2.8亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1478万千瓦、并网风电7500万千瓦、并网太阳能600万千瓦左右（若国家政策及时出台并落实到位，有望超过1000万千瓦）。
气候变化频繁以及可能出现的极端气候将对电力供需产生较大影响。2013年如果出现持续高温高湿度天气，将可能出现降温负荷集中释放的情况，因此需要重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。
来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区（如华中和南方电网地区）的电力供需影响很大。2012年底，国家电网公司经营区域重点水电厂蓄能值同比增加27亿千瓦时，南方电网公司经营区域三大流域蓄能值同比增加155亿千瓦时，水电厂蓄水情况较好将有利于保证汛前水电生产，但汛期及汛后水电来水情况仍有较大的不确定性。
电煤供应总体平稳，局部地区电煤运输偏紧。天然气供应总体偏紧，部分地区较为严重。2013年天然气价格改革可能逐步在全国大范围推广，将推高天然气发电成本，而当前我国天然气发电价格机制尚未形成，给燃气发电企业的经营状况带来风险，也将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。
（四）2013年全国电力供需总体平衡
根据预测和初步平衡，2013年全国电力供需总体平衡，东北地区供应富余能力增加；西北地区供应能力有一定富余；南方区域电力供需平衡有余；华中区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝改造以及天然气供应紧张等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。预计全年发电设备利用小时数4700-4800小时，其中火电设备利用小时数5050-5150小时，均比2012年有所提高。
有关建议
（一）加大水电开工规模，继续优化电源布局和结构
一是按规划及时核准、新开工西南水电基地等一批水电项目，加强移民协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；二是针对东北区域发电装机长期富余较多、利用小时低的实际情况，“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，以消化现有供应能力，提高存量资产效益；三是尽快完善并落实促进风电、太阳能发电、分布式能源系统发展的相关政策措施，实现有序发展；四是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电、光伏发电的能力；五是优化发展煤电，积极发展清洁煤发电，鼓励发展热电联产。
（二）立足国情，完善机制，促进风电、太阳能发电和分布式能源科学有序发展
一是统筹兼顾我国经济社会对国家财政补贴能力、电价承受能力、电力系统消纳能力以及一次能源资源条件，优化可再生能源发电和分布式能源结构，科学制定全国风电、太阳能发电和分布式能源发展中长期总量目标，减缓电价较快增加压力，促进国内经济，提升国际竞争力。风电、太阳能发电和分布式能源发展目标要与分年度的国家财政补贴总额、电价水平、税收政策等直接挂钩。
二是要加大国家财政补贴额度，做到开发目标与财政补贴额度相平衡，进一步优化发放流程，确保及时足额发放财政补贴。
三是坚持集中与分散相结合原则，立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电和分布式能源发展规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一。
四是要统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰电源，确保风电、太阳能发电和分布式能源项目及时送出、合理消纳。没有落实好财政补贴、税收政策和电价的电源项目，政府不得核准开工。
五是坚持用技术标准引导和规范，抓紧制定和完善科学的技术标准体系和相关管理办法。
六是不断加快技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的竞争力。
（三）加快特高压及智能电网建设，提高跨区跨省电力交换能力，加大城乡电网改造力度
针对我国能源资源与需求逆向分布特点，以及提高消纳风电、太阳能发电及分布式能源能力的客观要求，为此建议：一是尽快核准建设一批重点项目，加快哈密南-郑州、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，推进蒙西-长沙、蒙西-湖北、锡盟-泰州、宁东-浙江等特高压跨区通道前期工作，提高西南水电基地及“三北”地区煤电、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能电网建设，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，满足用户多样化的电力需求；三是加大城乡电网改造力度，促进城镇化建设，提高配电网对分布式能源的消纳能力。
（四）做好电煤价格并轨后续工作，加快电价机制改革
电煤价格并轨后，应做好相关后续工作：一是国家相关部门应加快制定并落实煤电联动实施细则，出台相关煤炭价格指数、电煤中长期合同监管规范等；二是利用好国际市场煤炭相对宽松的环境，进一步扩大煤炭进口，满足东部沿海地区煤炭需求，平抑国内电煤市场价格；三是要确保并轨后电力安全稳定运行，着重解决好局部地区性问题，如黑龙江、安徽、重庆、山东等部分重点合同煤与市场煤差价较大的地方以及“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高的地方，国家要适当考虑电煤价格并轨后企业增大的经营压力；四是解决发电企业历史欠账问题。
同时，应尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，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之一。建议：一是加快发电环节电价改革。尽快理顺煤电关系，研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性；尽快调整完善水电价格形成机制；理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制。二是加快制定出台独立的输配电价。三是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。
（五）积极推动电力行业节能减排工作，不断提高电能在终端能源的消费比重
为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，为此建议：一是加快以电代煤的步伐，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，加大热电联产的力度，不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重，以提高能源利用效率和降低全社会的污染物排放水平；二是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式；三是电力行业继续按照节能减排规划、排放标准等要求，高质量完成好脱硝改造计划，提高现有除尘、脱硫、脱硝设施运行的稳定性和可靠性，提高设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。
