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。
