一、2011年全国电力供需情况分析
2011年，主要受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响，全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段缺电比较严重，全国共有24省级电网相继缺电，最大电力缺口超过3000万千瓦。通过采取跨区跨省电力支援、加强需求侧管理和实施有序用电等多种措施，有效缓解了电力供需矛盾，保障了经济社会平稳健康发展。主要特点是：
一电力消费需求旺盛，地区用电增长差异大
根据我会统计，2011年全国全社会用电量4.69万亿千瓦时，比上年增长11.7%，消费需求依然旺盛。人均用电量3483千瓦时，比上年增加351千瓦时，超过世界平均水平。
2011年，第一产业用电量比上年增长3.9%。第二产业及其工业用电量分别增长11.9%和11.8%，占全社会用电量的比重分别为75.0%和73.8%，仍是拉动用电增长的决定因素;其中，轻工业用电增速低于重工业，且差距拉大。第三产业用电增长13.5%，其中的交运交通运输、仓储和邮政业、信息信息传输、计算机服务和软件业、商业商业、住宿和餐饮业、金融金融、房地产、商务业分别增长15.4%、17.6%、16.4%和14.3%，增长势头较好。城乡居民生活用电增速放缓到10.8%，其中城镇居民用电仅增长8.2%。
东、中、西、东北地区用电分别增长9.6%、12.1%、17.2%和7.9%，中西部用电需求明显快于东部和东北地区，西部地区所有省份用电量增速均高于全国平均水平，东部用电大省对全国用电带动作用减弱。
二电力供应能力进一步增强，装机结构出现新特点
2011年，全国基建新增发电生产能力9041万千瓦，连续6年新增超过9000万千瓦。年底全国全口径发电设备容量10.56亿千瓦，比上年增长9.2%;电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.0万千米、22.0亿千伏安，分别比上年增长7.9%和10.5%，全国电力供应和配置能力进一步增强。
装机结构出现新特点，清洁能源比重上升，火电装机增长缓慢。2011年底，水电、核电、风电、太阳能等清洁能源比重达到27.5%，比上年提高0.9个百分点。全国发电装机容量及火电设备容量分别增长9.2%和7.9%，分别低于同口径发电量增长2.5和6.2个百分点，加重了火电等常规能源机组保障电力平衡的压力。西部、东北、中部、东部地区装机容量分别增长14.5%、7.8%、7.3%和6.4%，东、中部装机增长分别低于用电量增长3.2和4.8个百分点，装机的地区结构出现变化，在跨区资源配置能力不能完全配套的情况下，东部电力供需更加紧张。
三跨区跨省送电稳步增长，送电能力仍显不足
2011年，全国完成跨区送电量1680亿千瓦时，比上年增长12.8%;跨省送电量6323亿千瓦时，增长9.7%。其中，西北送出电量426亿千瓦时，增长167%;东北送华北100亿千瓦时，增长13.9%。受跨区跨省输电能力限制，东北、蒙西以及西北地区仍有3000万千瓦左右的电力无法输送到华东、华中等电力紧张地区，造成“缺电”与“窝电”并存。
四水电发电量同比明显减少，对跨区跨省送电及电力平衡影响较大
2011年，全国全口径发电量4.72万亿千瓦时，比上年增长11.7%;其中，水电下降3.5%，火电增长14.1%，核电874亿千瓦时、增长16.9%，并网风电732亿千瓦时、增长48.2%。全国发电设备利用小时4731小时，已连续两年回升，其中，水电设备利用小时3028小时，比上年下降376小时，是近三十年来最低的一年;火电设备利用小时5294小时，比上年提高264小时，提高幅度是2004年以来最大的一年。
水电发电量下降对跨区跨省输电及电力平衡影响较大。2011年三峡电厂累计送出电量比上年减少7.3%;华中送出电量下降15.1%，其中送华东、西北、华北、南方分别下降11.0%、16.3%、69.6%和12.1%。由于来水偏枯以及电煤问题，贵州输出电量下降11.5%，导致南方电网“西电东送”电量下降13.2%。
五电煤矛盾仍然突出，电煤价格高位运行
水电减发、火电快速增长极大地影响了电煤供需关系。2011年，全国重点发电企业累计供、耗煤分别增长15.78%和15.3%，日均供、耗煤分别为381万吨和374万吨;各月电厂耗煤持续较高。虽然全国电厂存煤总体处于较高水平，但电煤库存的地域分布不均，加上火电利用小时增加、市场电煤价格持续高位运行等因素，导致电煤市场偏紧，部分省份在局部时段煤炭供应紧张，影响了电力供应。
六电网及清洁能源投资所占比重继续提高，火电投资比重明显下降
2011年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，与上年基本持平。其中，电源、电网工程建设分别完成投资3712亿元和3682亿元，分别比上年下降6.5%和增长6.8%，电网投资占电力投资的比重比上年提高3.3个百分点。电源投资中，火电投资仅为2005年的46.4%，已经连续6年同比减少，2011年火电投资占电源投资的比重下降至28.4%，清洁能源投资比重明显提高。
二、2012年全国电力供需形势预测
2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案9.5%，全年用电量5.14万亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8500万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。
根据目前情况判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4750小时左右，火电设备利用小时在5300-5400小时。
三、几点建议
一增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输
预计2012年全国电煤消费量将比上年增加1.5亿吨左右，相应需要国内新增3亿吨以上煤炭供应量，才能较好地保障电煤需要。2012年水电生产形势可能仍不乐观，保障电力供应最关键的是要确保火电生产的电煤供应，因此：一是尽快释放煤炭产能、增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应;二是做好电煤价格监督检查工作，贯彻落实好中央经济工作会议精神和国家有关要求，整肃流通环节，严格控制电煤到场厂价格;三是及时启动煤电联动，尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境;四是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，支持火电企业多存煤，保持电厂合理存煤水平;五是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输，加快核准建设“北煤南运”铁路输煤通道。
二运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施，促进经济结构调
全面总结我国在解决电力短缺矛盾方面的经验教训，加快推进电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制，促使用户通过广泛应用节电技术或产业技术升级来节能节电，促进产业结构调整和发展方式转变;二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，确保“有保有限”落到实处;三是要及时发布电力供需信息，引导社会正确面对缺电矛盾，共同应对和实施有序用电，营造良好供电、保电环境;四是适当限制高耗能产品出口。
三高度关注新能源大规模发展对电力供需平衡的影响
近年来，我国的风电、太阳能等新能源发电迅速发展，特别是风电装机连年翻番，截止2011年底已达到4505万千瓦，全年风电新增装机占全部新增装机的比重接近20%。新能源发电大规模发展，在为电力结构调整、节能减排做出贡献的同时，也对电力供需平衡造成较大影响。风电、太阳能等新能源能量密度低、发电利用小时数少，难以与稳定的用电需求相匹配，同时风电有较强的随机性、间歇性和不可控性，太阳能发电也具有类似特征，为保证系统安全和电力稳定供应，风电、太阳能等新能源发电一般不纳入月度及年度电力平衡，不能替代常规电源。因此，在电力规划、电源项目安排等工作中，必须高度关注新能源发电对电源建设规模及电力供需平衡的影响，在积极发展新能源发电的同时，认真研究制定并积极实施满足电力可靠供应要求的电源电网规划方案和建设安排。
四坚持输煤输电并举，促进电力适度超前发展
长期以来，我国煤电运紧张局面反复出现，给经济发展和人民群众生活造成一定影响。电力是清洁、便利、高效的二次能源，也是重要的国民经济基础产业，保持电力的稳定供应，对提高能源使用效率、促进节能减排以及合理控制能源消费总量等都具有重要保障作用，必须坚持输煤输电并举，加大输电比重，促进电力适度超前发展。一是加快西部、北部大型煤电基地规模化、集约化开发，应用特高压、大容量直流等先进输电技术将电力输送到中东部负荷中心，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，实现更大范围内能源资源优化配置，近期主要是加快核准锡盟、蒙西、新疆等一批煤电基地电源项目和外送输电工程;二是按照优先发展水电、安全高效发展核电的原则，加快水电流域和电站的环评审批，具备条件后尽快核准开工一批后续水电项目，同时加快核电安全规划的编制和审批，在保障安全的前提下，恢复和适度加快核电新建项目的审批。
