报告指出，2012年前三季度受节能减排、经济结构调整及外围环境等影响，我国经济增速放缓，用电量增速有所下滑，2012年四季度以来，我国经济形势有所回暖，用电量增速环比企稳回升电力行业的发展与宏观经济走势息息相关。近十年来中国经济以出口及投资为引擎快速发展，工业增加值尤其是重工业保持较快增长，从而造就了旺盛的电力需求。但2011年以来欧债危机频发、美国经济复苏缓慢，外围经济环境欠佳，加之我国固定资产投资增速放缓，2012年全国全社会用电量4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比2011年回落6.5个百分点。分季度看，2012年四个季度我国全社会用电量同比分别增长6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，且11、12月份增速连续创2012年以来的月度最高增速。

  分产业看，2012年我国第一产业用电量1，013亿千瓦时，与上年基本持平；第二产业36，669亿千瓦时，同比增长3.9%，四个季度同比分别增长4.5%、2.9%、1.6%和6.7%，第四季度对全社会用电量增长的贡献率超过70%，成为带动全社会用电量增速连续回升的主要动力；第三产业5，690亿千瓦时，同比增长11.5%；城乡居民生活6，219亿千瓦时，同比增长10.7%。我国电力消费结构中，第二产业用电需求一直是全社会用电量的主要部分，近年来其用电量占比一直保持在73%以上。“十二五”期间，政府着力加快转变经济增长方式，调整经济结构，使经济增长向依靠消费、投资和出口协调拉动转变。2011年9月国务院发布《“十二五”节能减排综合性工作方案》，明确了节能的主要目标是“到2015年，全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤（按2005年价格计算），比2010年的1.034吨标准煤下降16%；‘十二五’期间，实现节约能源6.7亿吨标准煤”。我国政府对于高耗能产业节能降耗的政策力度日趋加大，未来第二产业用电量占比将逐步下降，单位工业增加值能耗也将呈现逐步下降趋势。

  未来随着我国经济增长方式的转变和经济结构的调整，第三产业对经济增长的贡献将不断增加，但其单位产值用电量远远小于第二产业，这将使我国电力消费弹性系数逐步降低。根据中电联发布的《电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告》，“十二五”期间中国电力弹性系数目标达到1左右。中诚信国际预计我国电力消费弹性系数将呈现稳中有降的过程。

  总体看，2012年以来经济总量增速放缓、高耗能行业处于下行周期及电力消费弹性系数的降低等多重因素将使得我国用电量增速同比有所放缓，未来用电量增速的回升有待经济形势的进一步好转。

  2012年以来我国用电需求增速放缓，加之来水偏丰，火电设备利用小时数有所回落，水电设备利用小时数有所上升我国发电机组利用小时数的周期性变化与宏观经济及电源投资建设的周期性变化密不可分。

  2011年，经济的增长拉动社会用电需求增长，当年全国6，000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时数4，731小时，同比增加81小时。2012年，我国经济增速和用电需求增速放缓，全年6，000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4，572小时，较2011年降低158小时。其中，受大部分水电流域来水偏丰影响，水电设备平均利用小时3，555小时，同比增加536小时；火电设备平均利用小时4，965小时，同比降低340小时；核电7，838小时，同比增加79小时；风电1，893小时，同比增加18小时。

  近年随着我国调整电源结构的力度不断加大，火电投资热情有所下降，而水电保持了较高投资增速。目前我国正处在能源结构调整的时期，如果新能源出力不足，而火电项目投资下降，“十二五”末期将可能形成一定的电力缺口。但长期来看，随着电源和产业结构调整的完善，我国电力供求关系将会再次达到平衡，届时，清洁能源占比更大的电源结构将拉低整体发电设备利用小时数。

  2012年以来，在煤炭价格回落及电价上调的带动下，火电企业盈利水平有所回升，近期煤电联动政策的出台将进一步增强火电企业抗风险能力近年来受电力需求强劲电煤需求旺盛、煤炭运力不足等因素影响，我国动力煤供应整体偏紧。从煤炭价格整体走势来看，2009年煤炭价格整体低位运行，2009年下半年开始，随着宏观经济的企稳回升，煤炭价格整体呈现波动上行的趋势。2011年，全国煤炭价格总体高位运行，其中动力煤价格随市场波动上升，使得火电企业经营更加困难。2011年4季度以来，受国际煤价下跌，电力行业持续亏损等因素影响，动力煤价格上涨面临一定压力，政府对价格的临时干预措施对煤价产生了一定的抑制作用。另一方面，受宏观经济和固定资产投资增速下滑影响，煤炭价格整体保持回落趋势，尤其是2012年5月份以来，下游需求不振对煤炭价格的影响凸显，煤炭库存持续上升，煤炭价格快速下跌，至2012年12月31日，秦皇岛动力煤（5，500大卡）价格为620元/吨，每吨较2011年同期下降了170元，降幅达到21%。

  为补偿火电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应，发改委于2011年两次上调电价。2011年5月，发改委下发《国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知》（发改价格[2011]1101号），决定适当提高火电电价水平，上调全国15个省（区、市）上网电价，15个省平均上调上网电价约2分/千瓦时。2011年12月1日发改委再次发布通知上调电价，全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱；在部分地区对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，在上网电价外每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支，上述措施共影响全国上网电价每千瓦时平均提高约3分钱。

  2012年12月，国家发改委分别下发了《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》和《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，主要内容包括：自2013年起取消电煤重点合同，取消电煤价格双轨制，煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格；继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%；另外发改委对建立电煤产运需衔接新机制、加强煤炭市场建设、推进电煤运输和电力市场化改革等方面均提出了指导性意见。中诚信国际认为，经过2012年5月以来的大幅下跌，目前电煤市场价格已经与大部分电力企业原签订的重点合同煤价格差幅不大，短期内电煤价格并轨政策出台对电力企业盈利影响不大。长期看，煤电联动政策的出台将有力地促进电煤市场化发展，使市场供需成为电煤价格的主要决定因素，“煤、运、电”产业链价格机制将得到进一步理顺，火电企业整体抗风险能力将得到有效增强。

  2012年以来煤炭价格高位回落使得火电企业煤炭成本压力减轻，加之电价上调政策效果显现，大部分火电企业盈利水平有所回升。