由于全国电源投资放缓，特别是火电投资连续下降，装机增速持续低于用电增速，未来几年，我国电力供需形势将更加严峻。而作为应对之道，跨区电网建设和智能电网规划，以及需求侧管理，都将在明年加大力度，这也给相关电力设备行业带来了机遇。电力行业若想走出困境，根本出路还在于电价市场化，而电荒的持续，无疑将增强电力行业的议价能力。

电荒越演越烈
    今年以来，我国20个省市地区不同程度地出现用电紧张情况，进入冬季有17个省市出现拉闸限电，中国电力企业联合会预测分析，今冬明春，全国用电缺口将达到4000万千瓦。“未来几年，缺电形势会更为紧张，局部地区电力紧张的范围更大，缺口也会更大。预计2012年，全国最大的电力缺口会达到5000万千瓦左右；到2013年会达到7000万千瓦左右。届时，全国性电力供应偏紧局面仍将持续，部分地区缺电严重，拉闸限电措施仍将不可避免。”
    来自国家电网的预测数据也显示，明后两年电力供需形势将更加严峻，缺电呈现“量大、面宽、时间长”的特点。其中，2012年供电区域内最大电力缺口约4900万千瓦。2013年，如果淮南至上海、锡盟至南京等一批特高压输电项目能如期建成投产，可基本解决电力供需紧张矛盾，否则最大电力缺口将超过7000万千瓦。
    国家电网还预测，到2015年，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，最大负荷10.1亿千瓦，“十二五”年均增长率分别为8.6%和8.9%；2020年，全社会用电量8.3万亿千瓦时，“十三五”期间用电量年均增长率为5.6%；2030年，全社会用电量10.4万亿千瓦时，最大负荷17.3亿千瓦，2020年~2030年年均增长分别为2.3%和2.7%。
    “今年已进入电力紧缺的新一轮周期。”招商证券分析师彭金刚认为，尽管2012年考虑到全球经济放缓一定程度上缓和了供需矛盾，但全国电力供需形势仍然较为紧张，明显的表现是火电机组利用小时将继续提升。
    根据招商证券的预测，2012年，全国机组利用小时为4823小时，火电利用小时为5361小时。2013年，预计全国机组利用小时为4925小时，火电利用小时达到5514小时。从历史经验来看，火电设备平均利用小时超过5400小时可认为由用电紧张进入缺电状态，未来几年，电力供需将持续偏紧。
火电投资继续萎缩
    由于煤炭成本矛盾长期未解，电力企业对投资火电意愿不强，近几年来中国火电投资大幅下滑，成为电力供应紧张的重要原因。数据显示，截至2010年底，我国火电发电量3.4万亿千瓦时，占发电总量比重的80.8%，消耗电煤16亿吨，占全国煤炭总消耗的50%左右。
   “发电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模不合理地快速下降，不能满足电力需求的增长，将推动2013年电力供需矛盾将更加突出。”中国电力企业联合会统计部主任薛静对于目前发电源在建规模严重不足的现状颇为担忧。
根据中电联统计数据显示，火电投资比重、投资规模、新增装机在最近几年不断下降。截至今年9月底，全国基建新增发电生产能力4962万千瓦，同比减少224万千瓦。其中，火电新增装机同比增长8.8%，继续低于火电发电量及全社会用电量增速。前三季度，全国火电新开工规模1262万千瓦，同比减少1338万千瓦。
   从投资规模看，前三季度，火电投资呈现负增长、所占比重同比下降，火电投资742亿元，是近3年来最低值，在电源投资额中占比30.6%，同比下降7个百分点。这基本上延续了“十一五”期间，火电投资大幅减少的势头，期间火电投资完成额则由2005年的2271亿元锐减至2010年的1311亿元。
    电力行业亏损是火电投资大幅下降的重要因素。据电力企业内部资料显示，从10月份起，五大电力综合利润全部亏损。截至10月底五大电力亏损700亿元，与2010年全年亏损状况持平。目前只有内蒙、河北、北京、江苏、浙江、广东、陕西、新疆等地实现火电盈利。
此外，日益严格的环保要求则是火电装机萎缩的另外一个原因。根据环保部不久前新修订完成的《火电厂大气污染物排放标准》，规定所有发电企业要在两年内完成所有机组的脱硫、脱硝和除尘的新标准改造。
    业内人士表示，排放新标令电企丧失了新建火电厂的积极性，造成项目施工拖延。“我们现在把华东、华中的几个新建项目都停了，或者能慢就慢，因为这成本做不起。加上煤炭成本越来越高，建设火电企业的热情早就消失了。”
电网投资明年进入高峰期
    在电荒持续升级的背后，我国电力产能闲置造成的浪费也同样惊人。西部电力富余问题，与中东部地区电力紧张问题同时存在，跨区输电通道不畅问题依旧严重，解决“制度性缺电”已经提上日程。
    国家电网公司提供的数据显示，今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口3000万千瓦，而东北、西北电网电力富余2700万千瓦，“受端缺电”与“送端窝电”并存。若再加上“窝电”更严重的内蒙古蒙西电网，富余电力总量超过3500万千瓦，足以弥补上述电力缺口。
“电力发展应该从过去的就地平衡为主，向跨区送电模式转变。”中国电力企业联合会专职副理事长说，就地平衡为主的电力发展模式，使得东中部等缺电地区过度依赖输煤，而山西等煤炭调出省区的输煤输电比例为20：1，输电比重明显偏低。这就造成电力发展出现运力紧张、煤炭价格持续上涨、发电积极性严重受挫等一系列问题。
    如何解决跨区输电能力不足问题？国网能源研究认为，未来的形势取决于特高压跨区电网建设项目和配套电源项目核准和建设进度。如果能顺利建成投产，缺电范围将有所缩小，电力供需也会有所缓和。
    随着淮南上海第二条特高压线获得核准及晋东南特高压线扩建工程通过竣工验收，国家电网近期加快了特高压推进步伐。市场普遍预计，随着扩建工程通过负荷实验运行后，特高压招标将加速推进，对相关设备需求将带来切实利好。在特高压审批有望加速、电网智能化投资逐步加大以及城乡电网改造景气度维持的情况下，两网投资增速在10%~15%之间，即4300亿元~4400亿元左右。投资重心主要是特高压建设、电网智能化以及配电网建设等。此外，未来几年特高压交流变电站投资约1176亿元，而特高压直流换流站投资约1420亿元。”
    根据国网和南网的规划，未来3年将是电网发展的高峰期，“十二五”期间特高压交直流投资约为5400亿元，其中国网特高压交流2800亿元，直流2200亿元。国网特高压交流将建设成为“三横三纵一环网”的格局，而通过特高压交直流共同完成北部、西北部、东北部煤电、风电和太阳能电力向环渤海和东南部地区输送以及西南水电向东南地区输送的建设目标。
    在智能电网方面，作为世界电网发展的基本方向，“十二五”期间，智能电网关键技术研发、设备研制和示范应用等将被提到更高位置。目前，相关企业正在加快制定和完善电力系统智能化标准，加强相关平台和基础设施建设，在经济较发达和可再生能源集聚地区开展智能电网建设试点。建设一批分布式能源接入电网示范工程，启动微电网试点工程建设，推进适应电动汽车快充和慢充的配电网建设，积极开展智能用电小区、智能楼宇建设和智能电表应用，推动终端用户用能模式转变。
电力需求侧管理全面升级
    面对持续升级的“电荒”形势，决策层今年加大对于电力需求侧的管理力度。今年是落实电力需求侧管理的第一年，在12月份，国家发改委更是陆续出台对于电网企业、工业用电和居民用电等需求侧领域相关考核方案以及指导意见。
    在电网企业层面，根据近期国家发改委发布《电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核方案（试行）》。方案考核对象为国网公司、南网公司及所属省级电网企业。考核内容包括电力电量节约指标完成情况和电力需求侧管理工作开展情况。年度指标原则上不低于经营区域内上年售电量的0.3%、最大用电负荷的0.3%。
    国家发改委还要求，各省级政府相关部门应尽快出台电力需求侧管理专项资金、完善峰谷电价制度等配套政策，为电网企业开展工作提供好的条件和环境。电网企业应制定电力需求侧管理工作制度和计划，为保证顺利完成工作目标提供必要的人力和资金投入。
    随后，在工业用电领域，工信部也出台《关于做好工业领域用电需求侧管理工作的指导意见》，对各地工业领域电力需求侧管理工作提出了主要任务和重点工作。意见提出，在5年内，完善政策体系、促进工业电能利用效率提高；调整产业结构，发展节电型工业；制定有序用电方案，保障电能合理配置；健全工业节点标准体系，推广节点工艺技术和设备；推进量化融合，以信息化带动工业节电；完善激励机制，支持开展工业电力需求侧管理；建立企业评价体系，大力推广工业电力需求侧管理示范工程；加强制度建设，完善企业用电管理体系。
    在居民用电层面，阶梯电价制度也即将全面展开。根据国家发改委11月30日下发的《关于居民生活用电试行阶梯用电的指导意见》，对居民生活用电实行阶梯电价的制度。酝酿已久的阶梯电价在经过一年多的征求意见后终于尘埃落定。在未来的几个月内，阶梯电价将不再是“纸上谈兵”。各省市区都将会开展具体实施方案的制定，进行价格听证后铺开试点，条件成熟后全面推行。