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【摘要】全國電力生產繼續保持較快增長。上半年，全國完成發電量11286.32億千瓦時，比去年同期增長13.2%。水電1557.31億千瓦時，同比增長21.8%；火電9406.34億千瓦時，同比增長11.8%；核電259.19億千瓦時，同比增長15.0%。

一、上半年及二季度全國電力生產運行情況

（一）電力供應方面

全國電力生產繼續保持較快增長。上半年，全國完成發電量11286.32億千瓦時，比去年同期增長13.2%。

--按發電類型劃分：

水電1557.31億千瓦時，同比增長21.8%；

火電9406.34億千瓦時，同比增長11.8%；

核電259.19億千瓦時，同比增長15.0%。

--分省來看，內蒙、江蘇、河南、廣西、海南、青海和寧夏發電增長均高于20%。

全國電力生產能力。截止到6月底，全國裝機容量達到4.6億千瓦。其中，中央集團企業（國家電網公司、南方電網公司所屬的電廠及華能、大唐、國電、華電、中電投五家發電集團公司），截止6月底，合計裝機容量達到19086萬千瓦，同比增長11.04%，占全國總裝機容量的41.5%。累計完成發電量5013.92億千瓦時，同比增長14.55%，占全國發電量的44.42%；

全國水力發電量增長好于上年。上半年全國主要河流來水好于往年，部分地區來水偏豐。與歷年同期累計來水量和水庫蓄水量相比，明顯好于去年同期和多年同期平均水平。因來水增加，浙江、江西、福建、寧夏、遼寧、青海、湖南、吉林、廣東和甘肅等省份水電增發較多。

4月25日，三峽的13號機組投產發電，其運行發電機組已達12臺，總裝機容量達840萬千瓦，上半年累計發電量為204.14億千瓦時。

發電設備利用小時同比繼續提高。上半年，全國發電設備累計平均利用小時為2667小時，比去年同期增加30小時。其中：

火電設備平均利用小時達2934小時，比去年同期減少15小時；

水電設備平均利用小時1637小時，同比增長165小時。

另外，國家電網公司、南方電網公司所屬的電廠及華能、大唐、國電、華電、中電投五家發電集團公司的發電設備平均利用小時達到2653小時，同比增加82小時。

電煤供應情況有所好轉，庫存穩步增長。一季度受電煤供應及價格上漲等因素影響，全國各區域電網均出現了缺煤停機現象，華中、南方諸省（區）電網的情況較為嚴重。

二季度以來，化工、建材等行業用煤量減少，煤炭運輸協調力度進一步加強，加之天氣轉暖促使電廠耗煤量有所下降，電煤供應緊張局面明顯緩和。為了迎戰夏季用電高峰，各地政府和電力企業積極采取多項措施做好電廠的電煤供應和儲備工作，庫存穩步增加。6月中旬，全國直供電廠煤炭庫存約1900萬噸，可用15天左右。

（二）電力需求方面

上半年，全國全社會用電量11486.99億千瓦時，比去年同期增長13.91%。

--第一產業用電量340.45億千瓦時，同比增長5.82%，較去年同期提高了4.07個百分點；

--第二產業用電量8695.77億千瓦時，同比增長14.17%，受國家宏觀調控政策影響，增幅同比降低了3.23個百分點；

--第三產業用電量1154.07億千瓦時，同比增長9.13%，用電增速與去年同期基本持平。

城鄉居民生活用電增幅上升明顯。上半年，由于冬季采暖負荷增加和家用電器用電量的提高，城鄉居民生活用電量達1296.69億千瓦時，同比增長19.11%，較去年同期提高了11.3個百分點，高出全社會用電量的增速5.2個百分點。

二季度，我國電力需求同比增長14.4%，較一季度提高1.02個百分點，略有增長。二季度我國電力需求增長呈現以下幾個特點：

1、第

一、二產業及居民生活用電增長速度均有所提高，第三產業用電增速有所回落

二季度，第

一、二產業及居民生活用電增速均有所增長。其中第一產業用電增長7.48%，較一季度增長了4.19個百分點，主要是農灌用電需求增長較多；以工業用電為主的第二產業用電增速較一季度有所反彈，同比增長15.02%，較一季度提高了1.79個百分點，略高于全社會用電增速的上升幅度，對全社會用電增長的貢獻率達到79.61%，較一季度提高了4.27個百分點。居民生活用電繼續保持較高增速，二季度居民生活用電同比增長19.45%，較一季度提高0.65個百分點。

第三產業用電二季度開始出現下滑，同比增長7.11%，較1季度下滑了4個百分點，第三產業用電對全社會用電增長的貢獻率由一季度的6.05%回落到4.93%，下降了1.12個百分點。

2、各行業用電增長差異較大

二季度，全行業用電量完成5357億千瓦時，同比增長13.84%，較一季度提高1.17個百分點。其中農業及工業用電同比分別增長了7.48%和15.19%，信息傳輸、計算機服務和軟件業同比增長20.81%，較一季度略有提高，其他各行業均有不同程度回落。建筑業、交通運輸倉儲郵政業等行業用電增長回落幅度較大，其中建筑業用電增長從一季度的10.51%回落到3.59%，回落了6.92個百分點；交通運輸倉儲郵政業出現負增長，同比下降了2.65個百分點。

3、工業及高耗電行業用電是拉動電力增長的主要動力

二季度，工業用電同比增長15.19%，較一季度提高0.92個百分點，對行業用電增長的拉動作用進一步增強，貢獻率由一季度的87.31%提高到91.83%，上升4.52個百分點。重工業用電增長繼續快于輕工業，輕、重工業用電增幅差距由一季度的5.9個百分點擴大到9.1個百分點，重工業用電增長對工業增長的貢獻率也由一季度的86.42%提高到88.68%，對工業用電增長的拉動作用進一步增強。從重工業月度用電增長情況看，自2月份起，重工業用電增長呈明顯上升趨勢，由2月份的13.59%提高到6月的15.88%，同重工業增加值的增長趨勢基本一致。

盡管國家宏觀調控措施對高耗電行業用電的作用已逐漸顯現，工業用電特別是高耗電行業用電今年上半年較去年同期有了明顯回落，但增速仍保持較高水平。二季度，四個高耗電行業用電合計增長16.77%，較一季度上升2.3個百分點，增速較一季度均有不同程度反彈。由于四個高耗電行業用電仍高于工業用電增長1.58個百分點，對工業用電增長的貢獻率由一季度的43.42%提高到45.45%。一季度建材行業用電增長維持在較低水平，二季度止跌回升，從一季度的5.79%回升到14.54%，主要原因是產品產量較一季度有較大增長；由于鋼鐵產品市場需求旺盛，產品產量持續保持較快增長，使黑色金屬行業用電增速上半年始終保持在20%以上，對工業用電增長的貢獻率也上升到22.06%；

（三）電力電量交換情況

上半年，全國大區間互送電量522.03億千瓦時(京津唐電網和南方電網內的西電東送部分，亦計入全國跨區域送電合計之中)，比去年同期增長32.31億千瓦時，資源優化配置力度進一步加大。其中，東北送華北16.42億千瓦時；陽城電廠送江蘇58.40億千瓦時；華中送華東114.25億千瓦時，；華中送南方73.01億千瓦時，其中主要為三峽送出電量。南方電網內西電東送電量118.41億千瓦時，同比增加19.87億千瓦時。其中西電送廣東81.95億千瓦時；西電送廣西36.46億千瓦時。在電量進出口方面，廣東供香港和澳門共計54.78億千瓦時；廣東從香港購進21.45億千瓦時。

（四）電力固定資產投資及新增生產能力情況

據初步統計，上半年全國新投產機組容量2006萬千瓦，低于年初預計的2500-3000萬投產容量。在新投產容量中，水電259萬千瓦，火電1740萬千瓦，風電7萬千瓦。從地區分布來看，上半年，除南方電網新增容量占全國比重偏低外，其他地區新增容量比重與其電力供需平衡關系基本一致。電力供需形勢持續偏緊的華東、華北地區投產容量較多，分別達到了816萬千瓦和489萬千瓦；南方和華中地區投產容量較為接近，分別達到266萬千瓦和248萬千瓦；電力供需形勢總體相對比較寬松的西北及東北地區新增投產容量較少，分別為114萬千瓦和74萬千瓦。

上半年，全國電網建設投資完成447億元，新增500千伏(含330千伏)線路4269公里，變電容量1893萬千伏安；新增220千伏線路4502公里，變電容量2778萬千伏安。

上半年多項電網重點工程竣工投產，使迎峰度夏期間全國電力跨區交換能力得到進一步增強，將對緩解夏季高峰期全國電力緊張形勢發揮重要作用。西北-華中“背靠背”聯網工程330千伏靈寶換流站6月18日投入試運行，這標志了全國主要電網聯網基本形成；東北電網“北電南送”重點工程哈南-合心二回輸變電工程于6月12日正式投運，東北向華北電網送電能力進一步增強；南方電網天生橋至廣東第四回500千伏交流輸變電工程6月18日投入運行，增加云南送電能力120萬千瓦，西電東送規模進一步擴大；華東田灣核電送出工程及江蘇電網西通道工程均按期投產。

二、分地區電力供需運行情況

2005年上半年，全國電力供需形勢較上年同期有所緩解，但季節性、時段性電力短缺矛盾仍然突出。上半年，國家電網公司經營區域累計拉電36.27萬條次，拉限電損失電量119億千瓦時；南方電網公司經營區域內采取強制錯峰,計劃錯峰電量3億千瓦時,影響電量151.8億千瓦時，非計劃拉閘限電0.1億千瓦時。全國各地區特別是江蘇、廣東等省用電需求側管理的移峰錯峰效能顯現。

上半年，全國電力供需形勢總體呈現“前緊后松”狀態。一季度全國共有26個省級電網出現拉閘限電現象，電力供需緊張的主要原因是由于工業用電負荷居高不下，同時采暖負荷較高，電力需求始終保持較高水平，同時因裝機總量不足、電煤供應緊張、煤質下降及枯水期水電出力不足，電力生產能力受限，造成供需矛盾較為突出。

進入二季度，全國電力供需形勢雖整體有所緩和，但部分地區仍較為緊張，二季度全國共有18個省級電網出現拉閘限電現象。其中4月份全國平均氣溫較常年同期偏高，北方大部分地區降水量偏少，部分地區旱情顯露，受此影響，北方灌溉負荷增加較多，南方部分地區出現空調降溫負荷，加上春季機組檢修較多，全國共有13個電網出現拉閘限電現象；進入5月份，全國各地區降水比去年同期增加較多，江南、華南出現大、暴雨天氣，大部分水電滿發，華北、西北地區干旱得到緩解，農灌負荷有所減少，同時電煤供應緊張狀況有所緩解，拉限電網減少為11個。6月份以來，部分地區頻繁出現高溫天氣，各地空調降溫負荷增長較快，華北、華東和華中等各區域電網用電負荷不斷攀升，最大用電負荷均創歷史紀錄，全國電力供需形勢漸趨緊張，6月全國共有14個省級電網出現拉閘限電。

各地區的電力供需形勢如下：

1、華北區域電網

上半年，華北電網用電需求增長勢頭依然強勁，供需矛盾仍然突出，拉路限電情況比較嚴重。由于電煤供應不足、機組出力受阻等原因最大限電達到708萬千瓦。山西及蒙西電網缺電形勢仍較為嚴峻，最大限電負荷分別達到284萬千瓦和222萬千瓦；冀南電網供需緊張，最大拉限負荷126萬千瓦；山東總體基本平衡。

2、華東區域電網

華東電網電力供需形勢仍然較為緊張，由于華東地區來水情況較去年有所好轉，全網拉限損失電量較去年大幅減少，到5月底全網拉限電量累計16億千瓦時。江蘇電網上半年電力供需形勢較去年有所緩解，錯峰限電累計31天，均發生在一季度，需求側管理發揮了重要作用；浙江電網電力供需矛盾比去年有所緩和，前五個月共拉電98629條次，損失電量9.5億千瓦時，分別比去年同期下降了71.88%和75.7%；上海及安徽電網總體基本平衡；福建電網上半年水電增發較多，電力供需形勢較好。

3、南方區域電網

南方電網電力供需形勢較為嚴峻，4月份出現全網最大電力缺口約900萬千瓦，截至6月30日，南方電網上半年累計拉限電27456條次。5月份以來，除云南外，全網逐步轉入汛期，水情轉好，同時西電東送電力大幅增長，供電能力有所提高，供需矛盾有所緩解。

4、華中區域電網

華中電網電力供需形勢呈現“前緊后松”狀態。一季度，因缺煤現象嚴重，加上來水偏枯，累計拉閘近11.8萬次，同比增長46.6%，拉閘讓峰電量31.7億千瓦時，同比增長49.5%。二季度以來，隨著來水增加及電煤供應形勢的好轉，電力供需基本平衡。

5、西北區域電網

西北電網上半年電力供需形勢總體較好。陜西電網因缺煤停機及裝機不足，存在一定缺口；青海及寧夏受限于電力不足、電網“卡脖子”及機組非計劃停運，存在一定的限電負荷；甘肅和新疆基本平衡。

6、東北區域電網

東北電網總體供需平衡，遼寧電網年初受煤電價格及外送電量減少存在一定限電負荷，總體基本平衡。吉林電網基本平衡，黑龍江電網相對富余。

三、2005年下半年電力供需預測

（一）影響因素分析

1、宏觀經濟

上半年，我國經濟保持強勁增長，經濟運行繼續朝著宏觀調控預期的方向發展，煤電油運的供求矛盾和瓶頸制約得到逐漸緩解，我國經濟運行的良好態勢為電力工業的健康發展創造了良好的外部環境。預計下半年，我國經濟平穩較快發展的基本面不會改變，經濟發展的良好態勢仍會持續，國家對房地產行業的調控，出口增長的放緩以及雙穩健的財政政策和貨幣政策等因素對我國下半年的經濟增長產生重要影響，據有關專家預測全年經濟增長將保持在9%以上。

2、重點行業

上半年，黑色、有色、化工和建材等行業過度擴張的勢頭得到了有效的遏制。其中鋼鐵、水泥、電解鋁等產業經過一年多的清理，投資過快增長的勢頭得到了有效遏制，結構調整取得了積極進展。根據鋼鐵協會預計，下半年鋼鐵產量仍會呈現高速增長態勢，預計在18%左右；有色金屬協會的資料顯示下半年有色金屬增長的增幅將繼續回落，導致有色金屬行業用電將出現較大的下降，總體增長速度大約保持在12%左右；化工行業的用電增長速度將出現比較明顯的回落，預計增速在10%左右；建材行業用電將保持在15%左右。

綜合來看，2005年四個重點行業的用電增長將進一步的放緩，對全社會用電增長的拉動作用將逐步減緩。

3、新增發電能力

統計資料顯示，2005年全國新增發電裝機容量有可能超過7000萬千瓦，其中火電超過6000萬千瓦，占80以上%，年底總裝機將超過5億千瓦。上半年，全國新增裝機容量2006萬千瓦，不足全年預計投產容量的三分之一，大量機組將集中在下半年投產，將極大地增加電力供應能力。

4、電煤供應

由于大型煤炭基地和重點煤礦項目建設速度加快，煤炭工業結構調整力度加大以及國家宏觀調控政策的顯現，下半年，全國煤炭需求高速增長將得到有效遏制，煤炭價格高位企穩，局部地區略有回落。據初步測算，下半年電煤需求量大約在5-6億噸，全年電煤需求將較2004年增加1億噸左右。由于上半年煤礦事故較多、安全問題較為突出，國家對煤礦進行了嚴格的清理整頓，將在一定程度上影響電煤供給能力，煤炭區域性、階段性以及品種上的供需矛盾下半年仍將繼續存在，煤質低劣的問題依然突出。

（二）供需平衡分析

在電煤供應不出大的問題、全國不同時出現多個電網區域持續氣溫高溫的情況下，對2005年下半年全國電力供需形勢的綜合判斷如下：全國最大電力缺口將出現在三季度，缺口約為2500萬千瓦，進入四季度后，隨著大量新增機組的投產，全國電力供需形勢將有明顯好轉，缺口下降為1000萬千瓦左右。預計2005年全國全社會用電量將達到24560億千瓦時左右，同比增長約13%左右。

各個電網的供需形勢大致如下：

1、華北區域電網

預計華北區域電網夏季統調最大負荷需求7880萬千瓦。考慮外區輸入電力180萬千瓦，考慮200萬千瓦旋轉備用，最大電力缺口約600萬千瓦左右。四季度不考慮外區送電，并返還華中電量不安排在高峰期進行，考慮200萬千瓦的旋轉備用，最大電力缺口210萬千瓦左右。

總體來看，三季度山西、蒙西分別存在270萬、190萬的電力缺口，京津唐電網和河北南網最大電力缺口130萬千瓦和110萬千瓦左右，山東電力供需基本平衡，7、8月間會出現區域性、時段性短缺。

2、東北區域電網

預計三季度東北區域電網統調最大負荷需求2800萬千瓦。迎峰度夏期間在考慮向華北送電140萬千瓦，并考慮備用120萬千瓦的情況下，電力略有富余。四季度統調最大負荷需求3305萬千瓦，在不安排向華北送電，考慮備用120萬千瓦的情況下，電力供需基本平衡。

三、四季度，東北電力供需仍然呈現“北松南緊”的特點，黑龍江電力富余并存在窩電情況，吉林電力供需基本平衡，遼寧偏緊

3、華東區域電網

預計三季度華東區域電網最大負荷需求9900萬千瓦。華東電網統調裝機8421.6萬千瓦，考慮臨檢和出力不足等因素，全網統調發電出力約8000萬千瓦左右，考慮已落實的區外來電392萬千瓦（龍政直流280萬千瓦、葛滬直流112萬千瓦），全網實際可供電力8400萬千瓦左右，考慮200萬千瓦旋轉備用，預計全網電力缺口1400萬千瓦，最大電力缺口1700萬千瓦。四季度隨著新增機組陸續投產運行，加之冬季電力負荷較夏季偏低，四季度最大電力缺口回落到400萬千瓦左右。

三季度高峰期浙江、江蘇的電力缺口仍然高達600萬千瓦左右，上海電力缺口280-330萬千瓦，安徽和福建分別有大約250萬和60萬千瓦電力缺口。

4、華中區域電網

預計華中電網三季度統調最大負荷需求6000萬千瓦。在全網統一配置電力資源，備用共享并統籌考慮錯峰調節等措施的情況下，預計全網高峰時段電力缺口120萬千瓦。

華中地區水電較多，在水庫來水較好、電煤供應正常的情況下，電力供需緊張狀況將有很大的緩解，除7、8月比較緊張外，其余各月電力供需基本平衡或偏緊，季節性、時段性、局部性缺電特點較為突出。夏季高峰期，河南電網電力缺口100萬千瓦左右，四川電力有一定富余，湖南和湖北最大電力缺口預計將達到100萬千瓦左右，江西和重慶會有50萬千瓦左右的電力缺口。

5、西北區域電網

西北區域電網的年最大負荷出現在冬季，預計將達到2400萬千瓦，西北主網

三、四季度的最大負荷分別達到1991萬千瓦和2170萬千瓦。冬季高峰期，考慮華中送入36萬千瓦的情況下，電力富余150萬千瓦。陜西、甘肅電力富余，青海和新疆基本平衡，寧夏在

三、四季度大負荷期間存在20萬千瓦的電力缺口。

6、南方區域電網

考慮各省的新機組投產計劃、檢修、西電東送交易情況及機組備用情況，三季度，聯網四省區可供負荷5160萬千瓦，全網最大電力缺口510萬千瓦左右，預計出現在九月份，四季度最大電力缺口將減少至300萬千瓦左右。廣東三季度最大電力缺口將減少到150萬千瓦左右，四季度基本平衡，存在一定電量缺口；廣西三季度最大電力缺口90萬千瓦左右，受水情影響較大；貴州和云南

三、四季度均存在100萬千瓦左右的電力缺口；海南基本平衡。

四、影響電力生產經營的幾個主要問題

（一）電力企業經濟效益情況仍然不容樂觀

自5月1日,國家有關部門啟動并實施煤電價格聯動方案以來，電力企業經營效益下滑、虧損的情況有所好轉。上半年，全國電力行業國有及國有控股企業利潤在連續幾個月負增長后，自5月份以來出現正增長。1-6月共計實現利潤總額311.87億元，與去年同期相比增長3.49%，同煤電價格聯動方案實施前的1-4月相比，虧損面和虧損額同比分別下降了5.26和16.26個百分點，利潤增長由同比下降18.38%轉為增長3.49%。上半年國有及國有控股電力企業產品生產成本6355.17億元，同比增長22.16%，推動發電企業成本上升的主要因素在于燃料成本上升。煤電價格聯動措施僅能在一定程度上緩解發電企業成本上升的壓力，聯動過程中，發電企業實際承擔的消化比例遠高于30%，部分企業消化比例高達50%以上。同時由于油價上漲、熱價較低以及各地陸續開始收取的水資源費和環保排污費等也加大了發電企業的生產成本。成本的迅速上升導致企業經營效益的普遍下滑，甚至虧損，電力企業特別是火力發電企業的生產經營效益整體情況不容樂觀。

（二）煤價及煤質問題仍然突出

盡管自年初以來煤炭價格上漲趨緩，但發電企業電煤平均車板價在2004年增加70元/噸的基礎上，今年自秦皇島煤炭訂貨會以來又平均上漲了35元/噸以上，上漲幅度已遠遠超過國家規定的8%的幅度。在煤價上漲的同時，電煤質量下降明顯，已對電力安全生產產生較大影響。上半年電煤平均熱值不足4700大卡/千克，目前絕大部分燃煤電站鍋爐設計值均在4800大卡/千克以上，電煤質量已處于設計低限水平，很多電廠鍋爐在長期高負荷狀況下設備磨損已相當嚴重，安全隱患普遍存在，同時由于電煤質量低劣造成的機組非計劃停運、降出力運行、被迫投油助燃等現象屢屢發生。今年以來鍋爐滅火、結焦和四管爆裂等嚴重安全事故次數急劇上升，已嚴重影響發電生產并危及到電網的安全。

（三）迎峰度夏之前新投產發電設備規模低于預期

最新的統計數據表明，上半年實際投產發電設備容量低于年初預期，大量的機組將在下半年投產，新增生產能力對迎峰度夏期間電力供應能力的促進作用受到限制。新投產發電設備規模低于預期的原因主要是由于設備供應不能按期到貨和銀行貸款變得更加謹慎等因素。

五、政策建議

（一）落實迎峰度夏準備措施，確保電力安全穩定供應

確保迎峰度夏準備措施落到實處。各省區政府、各級電力企業應按照國家發改委對2005年電力迎峰度夏工作的總體部署，根據各地的實際情況，安排制定和完善有序用電預案與應急預案。國家加大各項迎峰度夏工作的檢查力度，加強執法監督，做好電源、電網企業、社會用戶之間的協調工作，確保各項迎峰度夏準備措施真正落到實處。

電力安全要警鐘長鳴。認真落實《國家處置電網大面積停電事件應急預案》，加強電網網架的堅強性，優化調度，堅決防范和打擊涉電犯罪，制定切實可行的應急預案，提高應對電網大面積停電事故的處置能力。加強對在建電力工程的安全監管，防止在施工過程中出現惡性事故。

加大跨區跨省電量交換力度。目前全國主要電網已經基本實現聯網運行，要充分利用各區域之間的地域差、時間差、氣溫差，政府部門做好協調和監管工作，企業之間本著互惠互利的原則，大力加強跨區、跨省的電量交換力度，最大限度地實現資源的優化配置。

（二）大力推進節能工作，努力建設節約性社會

建立需求側管理的長效機制。建立需求側管理專項基金，按照“多方參與、多方受益”的原則，充分利用經濟杠桿，鼓勵社會各界參與到需求側管理的工作中來。在售電側加大分時電價、峰谷電價等差別電價的實施范圍和力度。研究制定相應的鼓勵政策，加強節電技術開發，支持用戶采用蓄能、負荷管理等先進技術與設備。

高度重視居民生活用電高速發展的現象。盡快針對今年以來居民生活用電高速發展的現象開展調查研究，摸清空調、家用電器等設備用電在居民生活用電中所占的比重，以便對癥下藥。加大宣傳力度，鼓勵家庭樹立節電意識，采用節能型家用電器，適當運用價格手段調節家庭用電量。

不斷提高電力企業節能降耗的管理水平。發電企業通過加強內部管理和設備更新改造，不斷降低發電煤耗和廠用電率的水平，減少對一次能源的消耗。供電企業也要努力降低線損水平，減少電量損失。

（三）做好電力產業結構調整，促進電力工業和諧發展

提高執行電力規劃的科學性和嚴肅性。繼續認真貫徹落實國家宏觀調控政策，切實貫徹電力發展方針，對不符合國家產業政策和發展規劃的電力項目要采取科學有效措施，避免電源建設的無序發展。

采取有效措施確保符合規定的在建項目按計劃投產。對于經評估符合規定的在建項目，國家應加大對電力設備制造企業和金融企業的綜合協調力度，保證按時供貨，為電力企業提供融資便利，在確保工程質量和安全要求的前提下加快建設進程，爭取早日投產發電。

加強電源電網協調發展。國家要采取有效措施解決電網建設資本金不足的困難，加大電網建設力度，促進電源電網協調發展。地方政府要將電網建設項目納入本地的城市發展規劃，為線路走廊和變電站選址預留必要的空間，盡快扭轉電網建設征地日益困難的局面，確保電力送得出、落得下、用得上。

（四）進一步深化電價體制改革，推進區域電力市場建設

逐步完善區域電力市場競價機制。在競價過程中要注重公平，充分考慮競價與非競價機組，高造價與低造價機組，新機組與老機組因國家政策和市場定價機制而產生的收益差異問題，充分調動市場主體參與競價的積極性。市場運行要嚴格按照規則進行，提高信息透明度，充分發揮市場配置資源的效率，穩妥推進電力市場建設。

落實煤電價格聯動政策。5月1日開始實施的煤電價格聯動方案，在執行過程中要切實維護其嚴肅性和權威性，地方政府要采取措施確保提價政策及時足額落實到位。建議采取有效措施加強電煤質量監督和監控，特別要堅決杜絕參雜使假的行為。考慮煤熱價格聯動，對煤炭運輸成本上漲過快予以充分考慮。