2013年三季度以来，在钢铁、有色等高耗能行业的增长带动下，电力消费增幅持续回升。1—8月份，全社会用电量3．5万亿千瓦时，同比增长6．8%，增幅较上年同期提高1．7%
电力消费持续回升。2013年三季度以来，在钢铁、有色等高耗能行业的增长带动下，电力消费增幅持续回升。1—8月份，全社会用电量3．5万亿千瓦时，同比增长6．8%，增幅较上年同期提高1．7个百分点。其中，第一产业用电量692亿千瓦时，同比下降0．5%；第二产业用电量25654亿千瓦时，增长6．3%；第三产业用电量4161亿千瓦时，增长10．7%；城乡居民生活用电量4496亿千瓦时，增长7．5%。分部门看，工业用电增幅较上年同期增加3．1个百分点；是电力消费增长的主要拉动力量。此外，基数影响也不容忽视。值得注意的是，今年以来居民生活用电出现显著下滑，但入夏以来，受气温较历年同期平均偏高影响，三产和居民生活用电均有显著提升，其中8月份居民生活用电增速达到21．4%，为几年来单月最高。
发电量稳定增长，水电增速放缓。2013年1—8月，全国规模以上电厂发电量34320亿千瓦时，比2012年同期增长6．4%，增幅较2012年同期上升2．6个百分点。其中，水力发电量增速有所下滑，1—8月共实现水力发电量5061亿千瓦时，同比增长 5．7%，增速较上年同期下滑14．9个百分点；同期火电实现发电量27769亿千瓦时，同比增长5．9%，增速较去年同期加快5．2个百分点。
火电稳定，水力发电设备利用率下滑。发电设备利用率取决于自然条件、电力装机总容量规模和电力供需平衡状况。2013年1—8月，全国月均降水量与历年平均水平持平，但显著低于2012年的水平。同时，7、8月份我国降水空间分布不均较为明显，东北、华北地区降水偏多，而西南长江、澜沧江等重点流域降水较往年偏少。同时，今年以来煤价持续下跌，火电盈利空间不断扩大，火电企业多发电意愿明显增强，在水电增长动力不强的条件下，火电成为保障新增电力需求的主要力量。2013年1—8月全国发电设备累计平均利用小时为3016小时，同比下降49小时。其中，水电设备平均利用小时为2265小时，同比减少115小时；火电设备平均利用小时为3323小时，比上年同期下降6小时基数影响所致。
水电装机持续高速增长，火电投资减少趋势减缓。受2012年之前行业低盈利水平影响持续，电力行业整体投资低迷，2013年 1—8月全国电力、热力的生产和供应业实现固定资产投资8726亿元，同比增长12．2%；电源投资完成额2076亿元，较2012年同期增加89亿元。其中值得注意的是，由于近一年多来盈利能力增强，火电投资近年来连续下滑趋势有所减缓，1—8月份火电基本建设投资完成额524亿元，同比下降20亿元。水电投资达到828亿元，同比增加100亿元，仍然是投资最活跃的发电部门。核电基本建设投资完成额达到347亿元，较2012年同期下滑90亿元。1—8月份我国新增发电设备容量达到4710万千瓦，同比增加1242万千瓦。其中火电新增2092万千瓦，同比略降25万千瓦；水电新增1605万千瓦，同比增加809万千瓦；核电新增221万千瓦；风电新增545万千瓦。
全年电力行业运行预测
电力消费保持平稳增长，全年总体呈前低后高态势。在全年GDP增长7．7%的基本预期下，预计四季度电力需求为 13602亿千瓦时，同比增长7．0%；全年电力总需求量53171亿千瓦时，同比增长7．2%。全年增长呈现前低后高的趋势。从用电结构来看，工业用电将维持稳定增长势头，预计四季度用电量为9937亿千瓦时，同比增长4．8%，增速环比出现回落；第三产业用电1580亿千瓦时，同比增长12．4%；生活用电量1651亿千瓦时，增长14．7%。预计全年工业用电38295亿千瓦时，同比增长为6．2%，增速比去年增加2．1个百分点；第三产业和生活用电累计分别为6346亿和6813亿千瓦时，分别同比增长11．5%、9．5%。
火电出力将有较大提升，水电保持稳定。预计四季度规模以上企业发电量为13171亿千瓦时，同比增速为7．6%，增幅较上季度下滑4．9个百分点。考虑基数影响叠加经济回升势头，预计全年发电量增速峰值出现于三季度，全年规模以上企业发电量为 51503亿千瓦时，同比增速为6．9%。预计四季度规模以上企业实现火力发电量10785亿千瓦时，同比增长11．5%，环比下降 8．8个百分点。全年火力发电量41616亿千瓦时，同比增长11．0%，较去年同比大幅增加11．6个百分点。2013年以来，我国月均降水量与历史平均水平相当，远低于2012年水平，但装机的快速增加仍将成为水电稳定增长的重要保障。预计四季度水力实现发电量1770亿千瓦时，同比下降2．3%，比去年同期下滑28．3个百分点；预计全年实现发电量7518亿千瓦时，实现同比增长0．4%。核电新增装机221万千瓦，增速为近四年来最高，在发电利用小时数稳定的前提下，预计四季度核发电量为 282亿千瓦时，同比增长10，7%；预计全年实现发电量1043亿千瓦时，同比增长11．4%。
总体发电设备利用小时数略有下降。预计2013年四季度，总体发电设备利用小时数为1110小时，同比下降23个小时；其中，火力发电设备利用小时数为1249小时，同比下降9个小时；水力发电设备利用小时数为730小时，同比下降37小时。从全年来看，预计2013年总体发电设备利用小时数为4508小时，其中火电4976小时，水电3341小时。影响利用小时数的主要因素包括：水电装机持续快速增长，同时近期降水空间分布不均严重影响了水电运行效率，在需求中速增长的背景下，使得水电机组利用小时数下降；目前水电歧视性定价的局面有望改变，这可能成为水电机组整体效率提升的重要动力；尽管下调火电电价将一定程度上压缩火电企业盈利空间，但火电利润水平仍远高于前几年的水平，其净利润甚至有望较2012年翻番，发电企业的多发电意愿将保证2013年火电机组运行效率出现明显回升。
火电新增装机有望结束下滑。盈利预期是投资的关键因素。近年来，在国家政策和煤价持续上涨的局面下，火电盈利空间大幅缩减，水电取代火电成为投资最活跃的部门，火电新增装机呈现逐年下滑的趋势。但2012年以来，火电盈利空间恢复，投资增速加快。而火电建设工期较短，新增投资可以较快形成发电能力。同时，由于近年来水电投资持续快速增长，预计新增水电产能将在未来一段时间进入集中快速释放期，水电装机有望持续快速增长。预计2013年电力总装机容量将达到12．35亿千瓦，其中新增装机容量9583万千瓦；火电装机容量8．67亿千瓦，其中新增装机容量5293万千瓦；水电装机容量2．81亿千瓦，其中新增装机 2545容量万千瓦。
从电力供应的角度来看，由于自来水分布不均和煤价持续下跌等因素，火电和水电出现了一定程度的倒挂。其中经过几年的产能集中释放，煤炭主产区产能过剩较为严重，造成煤炭价格持续下滑，至9月中旬，秦皇岛5500大卡动力煤出港价已经下跌至 520元／吨，较年初大幅下跌100元／吨。由于煤价持续下行，即便在电价9月份可能下调的预期下，预计全年平均单位发电利润仍将达到约5分／千瓦时，远远高于2012年2．2分／千瓦时的水平，接近水电的利润水平。盈利能力的大幅增强促进了火电企业投资和生产的积极性，而机组效率的逐年提高也进一步增强了火电的利润优势。过去六年中，火电电源基本投资完成额以及新增装机呈持续下滑态势，提高火电企业的积极性，对保证我国的电力供应安全有着重要意义。
最后，随着高耗电工业企业的广泛转移，东部地区的电力需求增长放缓，其中上海、浙江等省市的居民生活用电所占比重快速提高，造成华东电网季节波动特征明显。而西部地区受制于国内需求相对低迷，其用电增速和电网负荷率在上半年也呈现较低迷的形势。随着工业企业的回暖和结构升级的不断深化，预计西高东低的态势仍将持续，东部用电相对紧张的情况将有所缓解。
对策与建议
首先，应继续细化完善电力上网价格形成制度。一方面需要扩大探索步伐，例如，在条件允许的部分省区进行“同质同价”试点，对少数三级电力交易市场进行细分，切实减少申报审批环节，以地区性产业集群等为对象开展集中直购电试点，尝试寻找电价市场化的适宜路径；另一方面，以灵活交易为基础，针对不同地区不同发电形式，以更加灵活的制度核定上网电价，例如尝试在三级交易市场分片分形式划定上网电价细分及调整细则，以取代当前标杆电价“一刀切”的做法。
其次，针对目前电网集成输电、配电、调度、交易四大功能的局面，需要积极推进电力体制改革。调整当前输配电价形成制度，加快电网输配电成本核算；逐步将电力交易机构中立化，可考虑由政府或公用事业单位承接电力交易机构，积极尝试电力交易市场和调度机构分离，对电力交易市场由地方或全国电力主管部门进行监督；将电网建设规划、标准制定等权力上收，避免出现政策性职能完全由企业承担的局面；深入研究电力建设规划，对电网企业的大型项目建设要严格监督，避免重复投资和超前投资。
最后，在安全高效发展核电的背景下，新的核电定价方法对企业控制成本能力提出了更高要求。当前核电建设企业普遍的财务状况不佳，在实际电站施工建设过程中也出现了较多突发技术问题，尤其对于三代堆新建项目，工期被动延长的情况较多。建议加大对核电发展规划和技术研发的关注支持力度，保护各方面发展核电的积极性。
