一、上半年及二季度全国电力生产运行情况

（一）电力供应方面

全国电力生产继续保持较快增长。上半年，全国完成发电量11286.32亿千瓦时，比去年同期增长13.2% 。

--按发电类型划分：

水电1557.31亿千瓦时，同比增长21.8%；

火电9406.34亿千瓦时，同比增长11.8%；

核电259.19亿千瓦时， 同比增长15.0%。

--分省来看，内蒙、江苏、河南、广西、海南、青海和宁夏发电增长均高于20%。

全国电力生产能力。截止到6月底，全国装机容量达到4.6亿千瓦。其中，中央集团企业（国家电网公司、南方电网公司所属的电厂及华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团公司），截止6月底，合计装机容量达到19086万千瓦，同比增长11.04%，占全国总装机容量的41.5%。累计完成发电量5013.92亿千瓦时，同比增长14.55%，占全国发电量的44.42%；

全国水力发电量增长好于上年。上半年全国主要河流来水好于往年，部分地区来水偏丰。与历年同期累计来水量和水库蓄水量相比，明显好于去年同期和多年同期平均水平。因来水增加，浙江、江西、福建、宁夏、辽宁、青海、湖南、吉林、广东和甘肃等省份水电增发较多。

4月25日，三峡的13号机组投产发电，其运行发电机组已达12台，总装机容量达840万千瓦，上半年累计发电量为204.14亿千瓦时。

发电设备利用小时同比继续提高。上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2667小时，比去年同期增加30小时。其中：

火电设备平均利用小时达2934小时，比去年同期减少15小时；

水电设备平均利用小时1637小时，同比增长165小时。

另外，国家电网公司、南方电网公司所属的电厂及华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团公司的发电设备平均利用小时达到2653小时，同比增加82小时。

电煤供应情况有所好转，库存稳步增长。一季度受电煤供应及价格上涨等因素影响，全国各区域电网均出现了缺煤停机现象，华中、南方诸省（区）电网的情况较为严重。

二季度以来，化工、建材等行业用煤量减少，煤炭运输协调力度进一步加强，加之天气转暖促使电厂耗煤量有所下降，电煤供应紧张局面明显缓和。为了迎战夏季用电高峰，各地政府和电力企业积极采取多项措施做好电厂的电煤供应和储备工作，库存稳步增加。6月中旬，全国直供电厂煤炭库存约1900万吨，可用15天左右。

（二）电力需求方面

上半年，全国全社会用电量11486.99亿千瓦时，比去年同期增长13.91%。

--第一产业用电量340.45亿千瓦时，同比增长5.82%，较去年同期提高了4.07个百分点；

--第二产业用电量8695.77亿千瓦时，同比增长14.17%，受国家宏观调控政策影响，增幅同比降低了3.23个百分点；

--第三产业用电量1154.07亿千瓦时，同比增长9.13%，用电增速与去年同期基本持平。

城乡居民生活用电增幅上升明显。上半年，由于冬季采暖负荷增加和家用电器用电量的提高，城乡居民生活用电量达1296.69亿千瓦时，同比增长19.11%，较去年同期提高了11.3个百分点，高出全社会用电量的增速5.2个百分点。

二季度，我国电力需求同比增长14.4%，较一季度提高1.02个百分点，略有增长。二季度我国电力需求增长呈现以下几个特点：

1、第一、二产业及居民生活用电增长速度均有所提高，第三产业用电增速有所回落

二季度，第一、二产业及居民生活用电增速均有所增长。其中第一产业用电增长7.48%，较一季度增长了4.19个百分点，主要是农灌用电需求增长较多；以工业用电为主的第二产业用电增速较一季度有所反弹，同比增长15.02%，较一季度提高了1.79个百分点，略高于全社会用电增速的上升幅度，对全社会用电增长的贡献率达到79.61%，较一季度提高了4.27个百分点。居民生活用电继续保持较高增速，二季度居民生活用电同比增长19.45%，较一季度提高0.65个百分点。

第三产业用电二季度开始出现下滑，同比增长7.11%，较1季度下滑了4个百分点，第三产业用电对全社会用电增长的贡献率由一季度的6.05%回落到4.93%，下降了1.12个百分点。

2、各行业用电增长差异较大

二季度，全行业用电量完成5357亿千瓦时，同比增长13.84%，较一季度提高1.17个百分点。其中农业及工业用电同比分别增长了7.48%和15.19%，信息传输、计算机服务和软件业同比增长20.81%，较一季度略有提高，其他各行业均有不同程度回落。建筑业、交通运输仓储邮政业等行业用电增长回落幅度较大，其中建筑业用电增长从一季度的10.51%回落到3.59%，回落了6.92个百分点；交通运输仓储邮政业出现负增长，同比下降了2.65个百分点。

3、工业及高耗电行业用电是拉动电力增长的主要动力

二季度，工业用电同比增长15.19%，较一季度提高0.92个百分点，对行业用电增长的拉动作用进一步增强，贡献率由一季度的87.31%提高到91.83%，上升4.52个百分点。重工业用电增长继续快于轻工业，轻、重工业用电增幅差距由一季度的5.9个百分点扩大到9.1个百分点，重工业用电增长对工业增长的贡献率也由一季度的86.42%提高到88.68%，对工业用电增长的拉动作用进一步增强。从重工业月度用电增长情况看，自2月份起，重工业用电增长呈明显上升趋势，由2月份的13.59%提高到6月的15.88%，同重工业增加值的增长趋势基本一致。

尽管国家宏观调控措施对高耗电行业用电的作用已逐渐显现，工业用电特别是高耗电行业用电今年上半年较去年同期有了明显回落，但增速仍保持较高水平。二季度，四个高耗电行业用电合计增长16.77%，较一季度上升2.3个百分点，增速较一季度均有不同程度反弹。由于四个高耗电行业用电仍高于工业用电增长1.58个百分点，对工业用电增长的贡献率由一季度的43.42%提高到45.45%。一季度建材行业用电增长维持在较低水平，二季度止跌回升，从一季度的5.79%回升到14.54%，主要原因是产品产量较一季度有较大增长；由于钢铁产品市场需求旺盛，产品产量持续保持较快增长，使黑色金属行业用电增速上半年始终保持在20%以上，对工业用电增长的贡献率也上升到22.06%；

（三）电力电量交换情况

上半年，全国大区间互送电量522.03亿千瓦时(京津唐电网和南方电网内的西电东送部分，亦计入全国跨区域送电合计之中)，比去年同期增长32.31亿千瓦时，资源优化配置力度进一步加大。其中，东北送华北16.42亿千瓦时；阳城电厂送江苏58.40亿千瓦时；华中送华东114.25亿千瓦时，；华中送南方73.01亿千瓦时，其中主要为三峡送出电量。南方电网内西电东送电量118.41亿千瓦时，同比增加19.87亿千瓦时。其中西电送广东81.95亿千瓦时；西电送广西36.46亿千瓦时。在电量进出口方面，广东供香港和澳门共计54.78亿千瓦时；广东从香港购进21.45亿千瓦时。

（四）电力固定资产投资及新增生产能力情况

据初步统计，上半年全国新投产机组容量2006万千瓦，低于年初预计的2500-3000万投产容量。在新投产容量中，水电259万千瓦，火电1740万千瓦，风电7万千瓦。从地区分布来看，上半年，除南方电网新增容量占全国比重偏低外，其他地区新增容量比重与其电力供需平衡关系基本一致。电力供需形势持续偏紧的华东、华北地区投产容量较多，分别达到了816万千瓦和489万千瓦；南方和华中地区投产容量较为接近，分别达到266万千瓦和248万千瓦；电力供需形势总体相对比较宽松的西北及东北地区新增投产容量较少，分别为114万千瓦和74万千瓦。

上半年，全国电网建设投资完成447亿元，新增500千伏(含330千伏)线路4269公里，变电容量1893万千伏安；新增220千伏线路4502公里，变电容量2778万千伏安。

上半年多项电网重点工程竣工投产，使迎峰度夏期间全国电力跨区交换能力得到进一步增强，将对缓解夏季高峰期全国电力紧张形势发挥重要作用。西北-华中“背靠背”联网工程330千伏灵宝换流站6月18日投入试运行，这标志了全国主要电网联网基本形成；东北电网“北电南送”重点工程哈南-合心二回输变电工程于6月12日正式投运，东北向华北电网送电能力进一步增强；南方电网天生桥至广东第四回500千伏交流输变电工程6月18日投入运行，增加云南送电能力120万千瓦，西电东送规模进一步扩大；华东田湾核电送出工程及江苏电网西通道工程均按期投产。

二、分地区电力供需运行情况

2005年上半年，全国电力供需形势较上年同期有所缓解，但季节性、时段性电力短缺矛盾仍然突出。上半年，国家电网公司经营区域累计拉电36.27万条次，拉限电损失电量119亿千瓦时；南方电网公司经营区域内采取强制错峰,计划错峰电量3亿千瓦时,影响电量151.8亿千瓦时，非计划拉闸限电0.1亿千瓦时。全国各地区特别是江苏、广东等省用电需求侧管理的移峰错峰效能显现。

上半年，全国电力供需形势总体呈现“前紧后松”状态。一季度全国共有26个省级电网出现拉闸限电现象，电力供需紧张的主要原因是由于工业用电负荷居高不下，同时采暖负荷较高，电力需求始终 保持较高水平，同时因装机总量不足、电煤供应紧张、煤质下降及枯水期水电出力不足，电力生产能力受限，造成供需矛盾较为突出。

进入二季度，全国电力供需形势虽整体有所缓和，但部分地区仍较为紧张，二季度全国共有18个省级电网出现拉闸限电现象。其中4月份全国平均气温较常年同期偏高，北方大部分地区降水量偏少，部分地区旱情显露，受此影响，北方灌溉负荷增加较多，南方部分地区出现空调降温负荷，加上春季机组检修较多，全国共有13个电网出现拉闸限电现象；进入5月份，全国各地区降水比去年同期增加较多，江南、华南出现大、暴雨天气，大部分水电满发，华北、西北地区干旱得到缓解，农灌负荷有所减少，同时电煤供应紧张状况有所缓解，拉限电网减少为 11个。6月份以来，部分地区频繁出现高温天气，各地空调降温负荷增长较快，华北、华东和华中等各区域电网用电负荷不断攀升，最大用电负荷均创历史纪录，全国电力供需形势渐趋紧张，6月全国共有14个省级电网出现拉闸限电。

各地区的电力供需形势如下：

1、华北区域电网

上半年，华北电网用电需求增长势头依然强劲，供需矛盾仍然突出，拉路限电情况比较严重。由于电煤供应不足、机组出力受阻等原因最大限电达到708万千瓦。山西及蒙西电网缺电形势仍较为严峻，最大限电负荷分别达到284万千瓦和222万千瓦；冀南电网供需紧张，最大拉限负荷126万千瓦；山东总体基本平衡。

2、华东区域电网

华东电网电力供需形势仍然较为紧张，由于华东地区来水情况较去年有所好转，全网拉限损失电量较去年大幅减少，到5月底全网拉限电量累计16亿千瓦时。江苏电网上半年电力供需形势较去年有所缓解，错峰限电累计31天，均发生在一季度，需求侧管理发挥了重要作用；浙江电网电力供需矛盾比去年有所缓和，前五个月共拉电98629条次，损失电量9.5亿千瓦时，分别比去年同期下降了71.88%和75.7%；上海及安徽电网总体基本平衡；福建电网上半年水电增发较多，电力供需形势较好。

3、南方区域电网

南方电网电力供需形势较为严峻，4月份出现全网最大电力缺口约900万千瓦，截至6月30日，南方电网上半年累计拉限电27456条次。5月份以来，除云南外，全网逐步转入汛期，水情转好，同时西电东送电力大幅增长，供电能力有所提高，供需矛盾有所缓解。

4、华中区域电网

华中电网电力供需形势呈现“前紧后松”状态。一季度，因缺煤现象严重，加上来水偏枯，累计拉闸近11.8万次，同比增长46.6%，拉闸让峰电量31.7亿千瓦时，同比增长49.5%。二季度以来，随着来水增加及电煤供应形势的好转，电力供需基本平衡。

5、西北区域电网

西北电网上半年电力供需形势总体较好。陕西电网因缺煤停机及装机不足，存在一定缺口；青海及宁夏受限于电力不足、电网“卡脖子”及机组非计划停运，存在一定的限电负荷；甘肃和新疆基本平衡。

6、东北区域电网

东北电网总体供需平衡，辽宁电网年初受煤电价格及外送电量减少存在一定限电负荷，总体基本平衡。吉林电网基本平衡，黑龙江电网相对富余。

三、2005年下半年电力供需预测

（一）影响因素分析

1、宏观经济

上半年，我国经济保持强劲增长，经济运行继续朝着宏观调控预期的方向发展，煤电油运的供求矛盾和瓶颈制约得到逐渐缓解，我国经济运行的良好态势为电力工业的健康发展创造了良好的外部环境。预计下半年，我国经济平稳较快发展的基本面不会改变，经济发展的良好态势仍会持续，国家对房地产行业的调控，出口增长的放缓以及双稳健的财政政策和货币政策等因素对我国下半年的经济增长产生重要影响，据有关专家预测全年经济增长将保持在9%以上。

2、重点行业

上半年，黑色、有色、化工和建材等行业过度扩张的势头得到了有效的遏制。其中钢铁、水泥、电解铝等产业经过一年多的清理，投资过快增长的势头得到了有效遏制，结构调整取得了积极进展。根据钢铁协会预计，下半年钢铁产量仍会呈现高速增长态势，预计在18%左右；有色金属协会的资料显示下半年有色金属增长的增幅将继续回落，导致有色金属行业用电将出现较大的下降，总体增长速度大约保持在12%左右；化工行业的用电增长速度将出现比较明显的回落，预计增速在10%左右；建材行业用电将保持在15%左右。

综合来看，2005年四个重点行业的用电增长将进一步的放缓，对全社会用电增长的拉动作用将逐步减缓。

3、新增发电能力

统计资料显示，2005年全国新增发电装机容量有可能超过7000万千瓦，其中火电超过6000万千瓦，占80以上%，年底总装机将超过5亿千瓦。上半年，全国新增装机容量2006万千瓦，不足全年预计投产容量的三分之一，大量机组将集中在下半年投产，将极大地增加电力供应能力。

4、电煤供应

由于大型煤炭基地和重点煤矿项目建设速度加快，煤炭工业结构调整力度加大以及国家宏观调控政策的显现，下半年，全国煤炭需求高速增长将得到有效遏制，煤炭价格高位企稳，局部地区略有回落。据初步测算，下半年电煤需求量大约在5-6亿吨，全年电煤需求将较2004年增加1亿吨左右。由于上半年煤矿事故较多、安全问题较为突出，国家对煤矿进行了严格的清理整顿，将在一定程度上影响电煤供给能力，煤炭区域性、阶段性以及品种上的供需矛盾下半年仍将继续存在，煤质低劣的问题依然突出。

（二）供需平衡分析

在电煤供应不出大的问题、全国不同时出现多个电网区域持续气温高温的情况下，对2005年下半年全国电力供需形势的综合判断如下：全国最大电力缺口将出现在三季度，缺口约为2500万千瓦，进入四季度后，随着大量新增机组的投产，全国电力供需形势将有明显好转，缺口下降为1000万千瓦左右。预计2005年全国全社会用电量将达到24560亿千瓦时左右，同比增长约13%左右。

各个电网的供需形势大致如下：

1、华北区域电网

预计华北区域电网夏季统调最大负荷需求7880万千瓦。考虑外区输入电力180万千瓦，考虑200万千瓦旋转备用，最大电力缺口约600万千瓦左右。四季度不考虑外区送电，并返还华中电量不安排在高峰期进行，考虑200万千瓦的旋转备用，最大电力缺口210万千瓦左右。

总体来看，三季度山西、蒙西分别存在270万、190万的电力缺口，京津唐电网和河北南网最大电力缺口130万千瓦和110万千瓦左右，山东电力供需基本平衡，7、8月间会出现区域性、时段性短缺。

2、东北区域电网

预计三季度东北区域电网统调最大负荷需求2800万千瓦。迎峰度夏期间在考虑向华北送电140万千瓦，并考虑备用120万千瓦的情况下，电力略有富余。四季度统调最大负荷需求3305万千瓦，在不安排向华北送电，考虑备用120万千瓦的情况下，电力供需基本平衡。

三、四季度，东北电力供需仍然呈现“北松南紧”的特点，黑龙江电力富余并存在窝电情况，吉林电力供需基本平衡，辽宁偏紧。

3、华东区域电网

预计三季度华东区域电网最大负荷需求9900万千瓦。华东电网统调装机8421.6万千瓦，考虑临检和出力不足等因素，全网统调发电出力约8000万千瓦左右，考虑已落实的区外来电392万千瓦（龙政直流280万千瓦、葛沪直流112万千瓦），全网实际可供电力8400万千瓦左右，考虑200万千瓦旋转备用，预计全网电力缺口1400万千瓦，最大电力缺口1700万千瓦。四季度随着新增机组陆续投产运行，加之冬季电力负荷较夏季偏低，四季度最大电力缺口回落到400万千瓦左右。

三季度高峰期浙江、江苏的电力缺口仍然高达600万千瓦左右，上海电力缺口280-330万千瓦，安徽和福建分别有大约250万和60万千瓦电力缺口。

4、华中区域电网

预计华中电网三季度统调最大负荷需求6000万千瓦。在全网统一配置电力资源，备用共享并统筹考虑错峰调节等措施的情况下，预计全网高峰时段电力缺口120万千瓦。

华中地区水电较多，在水库来水较好、电煤供应正常的情况下，电力供需紧张状况将有很大的缓解，除7、8月比较紧张外，其余各月电力供需基本平衡或偏紧，季节性、时段性、局部性缺电特点较为突出。夏季高峰期，河南电网电力缺口100万千瓦左右，四川电力有一定富余，湖南和湖北最大电力缺口预计将达到100万千瓦左右，江西和重庆会有50万千瓦左右的电力缺口。

5、西北区域电网

西北区域电网的年最大负荷出现在冬季，预计将达到2400万千瓦，西北主网三、四季度的最大负荷分别达到1991万千瓦和2170万千瓦。冬季高峰期，考虑华中送入36万千瓦的情况下，电力富余150万千瓦。陕西、甘肃电力富余，青海和新疆基本平衡，宁夏在三、四季度大负荷期间存在20万千瓦的电力缺口。

6、南方区域电网

考虑各省的新机组投产计划、检修、西电东送交易情况及机组备用情况，三季度，联网四省区可供负荷5160万千瓦，全网最大电力缺口510万千瓦左右，预计出现在九月份，四季度最大电力缺口将减少至300万千瓦左右。广东三季度最大电力缺口将减少到150万千瓦左右，四季度基本平衡，存在一定电量缺口；广西三季度最大电力缺口90万千瓦左右，受水情影响较大；贵州和云南三、四季度均存在100万千瓦左右的电力缺口；海南基本平衡。

四、影响电力生产经营的几个主要问题

（一）电力企业经济效益情况仍然不容乐观

自5月1日,国家有关部门启动并实施煤电价格联动方案以来，电力企业经营效益下滑、亏损的情况有所好转。上半年，全国电力行业国有及国有控股企业利润在连续几个月负增长后，自5月份以来出现正增长。1-6月共计实现利润总额311.87亿元，与去年同期相比增长3.49%，同煤电价格联动方案实施前的1-4月相比，亏损面和亏损额同比分别下降了5.26和16.26个百分点，利润增长由同比下降18.38%转为增长3.49%。上半年国有及国有控股电力企业产品生产成本6355.17 亿元，同比增长22.16%，推动发电企业成本上升的主要因素在于燃料成本上升。煤电价格联动措施仅能在一定程度上缓解发电企业成本上升的压力，联动过程中，发电企业实际承担的消化比例远高于30%，部分企业消化比例高达50%以上。同时由于油价上涨、热价较低以及各地陆续开始收取的水资源费和环保排污费等也加大了发电企业的生产成本。成本的迅速上升导致企业经营效益的普遍下滑，甚至亏损，电力企业特别是火力发电企业的生产经营效益整体情况不容乐观。

（二）煤价及煤质问题仍然突出

尽管自年初以来煤炭价格上涨趋缓，但发电企业电煤平均车板价在2004年增加70元/吨的基础上，今年自秦皇岛煤炭订货会以来又平均上涨了35元/吨以上，上涨幅度已远远超过国家规定的8%的幅度。在煤价上涨的同时，电煤质量下降明显，已对电力安全生产产生较大影响。上半年电煤平均热值不足4700大卡/千克，目前绝大部分燃煤电站锅炉设计值均在4800大卡/千克以上，电煤质量已处于设计低限水平，很多电厂锅炉在长期高负荷状况下设备磨损已相当严重，安全隐患普遍存在，同时由于电煤质量低劣造成的机组非计划停运、降出力运行、被迫投油助燃等现象屡屡发生。今年以来锅炉灭火、结焦和四管爆裂等严重安全事故次数急剧上升，已严重影响发电生产并危及到电网的安全。

（三）迎峰度夏之前新投产发电设备规模低于预期

最新的统计数据表明，上半年实际投产发电设备容量低于年初预期，大量的机组将在下半年投产，新增生产能力对迎峰度夏期间电力供应能力的促进作用受到限制。新投产发电设备规模低于预期的原因主要是由于设备供应不能按期到货和银行贷款变得更加谨慎等因素。

五、政策建议

（一）落实迎峰度夏准备措施，确保电力安全稳定供应

确保迎峰度夏准备措施落到实处。各省区政府、各级电力企业应按照国家发改委对2005年电力迎峰度夏工作的总体部署，根据各地的实际情况，安排制定和完善有序用电预案与应急预案。国家加大各项迎峰度夏工作的检查力度，加强执法监督，做好电源、电网企业、社会用户之间的协调工作，确保各项迎峰度夏准备措施真正落到实处。

电力安全要警钟长鸣。认真落实《国家处置电网大面积停电事件应急预案》，加强电网网架的坚强性，优化调度，坚决防范和打击涉电犯罪，制定切实可行的应急预案，提高应对电网大面积停电事故的处置能力。加强对在建电力工程的安全监管，防止在施工过程中出现恶性事故。

加大跨区跨省电量交换力度。目前全国主要电网已经基本实现联网运行，要充分利用各区域之间的地域差、时间差、气温差，政府部门做好协调和监管工作，企业之间本着互惠互利的原则，大力加强跨区、跨省的电量交换力度，最大限度地实现资源的优化配置。

（二）大力推进节能工作，努力建设节约性社会

建立需求侧管理的长效机制。建立需求侧管理专项基金，按照“多方参与、多方受益”的原则，充分利用经济杠杆，鼓励社会各界参与到需求侧管理的工作中来。在售电侧加大分时电价、峰谷电价等差别电价的实施范围和力度。研究制定相应的鼓励政策，加强节电技术开发，支持用户采用蓄能、负荷管理等先进技术与设备。

高度重视居民生活用电高速发展的现象。尽快针对今年以来居民生活用电高速发展的现象开展调查研究，摸清空调、家用电器等设备用电在居民生活用电中所占的比重，以便对症下药。加大宣传力度，鼓励家庭树立节电意识，采用节能型家用电器，适当运用价格手段调节家庭用电量。

不断提高电力企业节能降耗的管理水平。发电企业通过加强内部管理和设备更新改造，不断降低发电煤耗和厂用电率的水平，减少对一次能源的消耗。供电企业也要努力降低线损水平，减少电量损失。

（三）做好电力产业结构调整，促进电力工业和谐发展

提高执行电力规划的科学性和严肃性。继续认真贯彻落实国家宏观调控政策，切实贯彻电力发展方针，对不符合国家产业政策和发展规划的电力项目要采取科学有效措施，避免电源建设的无序发展。

采取有效措施确保符合规定的在建项目按计划投产。对于经评估符合规定的在建项目，国家应加大对电力设备制造企业和金融企业的综合协调力度，保证按时供货，为电力企业提供融资便利，在确保工程质量和安全要求的前提下加快建设进程，争取早日投产发电。

加强电源电网协调发展。国家要采取有效措施解决电网建设资本金不足的困难，加大电网建设力度，促进电源电网协调发展。地方政府要将电网建设项目纳入本地的城市发展规划，为线路走廊和变电站选址预留必要的空间，尽快扭转电网建设征地日益困难的局面，确保电力送得出、落得下、用得上。

（四）进一步深化电价体制改革，推进区域电力市场建设

逐步完善区域电力市场竞价机制。在竞价过程中要注重公平，充分考虑竞价与非竞价机组，高造价与低造价机组，新机组与老机组因国家政策和市场定价机制而产生的收益差异问题，充分调动市场主体参与竞价的积极性。市场运行要严格按照规则进行，提高信息透明度，充分发挥市场配置资源的效率，稳妥推进电力市场建设。

落实煤电价格联动政策。5月1日开始实施的煤电价格联动方案，在执行过程中要切实维护其严肃性和权威性，地方政府要采取措施确保提价政策及时足额落实到位。建议采取有效措施加强电煤质量监督和监控，特别要坚决杜绝参杂使假的行为。考虑煤热价格联动，对煤炭运输成本上涨过快予以充分考虑。