国网公司发布上半年全国电力供需分析报告

      日前，国家电网公司发布的《2004年上半年全国电力市场供需分析报告》指出：我国经济发展继续保持快速增长态势，全国用电负荷和用电量持续攀升，电力供需形势更为严峻，拉限电范围和持续缺电地区进一步扩大。 


　　国民经济持续快速发展，电力需求继续攀升，宏观调控措施初见成效 

  

　　1.经济持续快速增长，电力需求继续攀升。 


　　我国经济发展继续保持快速增长态势，上半年国内生产总值同比增长9.7％，其中三次产业分别增长4.9％、1 1.5％和8.0％。受经济快速增长拉动，电力需求继续高速增长，全国全社会用电完成9976.3亿千瓦时，同比增长 15.77％，比去年同期增幅提高0.34个百分点。 


　　其中三次产业分别增长1.75％、17.4％和15.62％，居民生活用电增长9.25％。三次产业及居民生活用电结构分别为2.8％、75.3％、11.1％和10.8％。 


　　第二产业用电增长贡献率继续上升，居民生活用电增长贡献率明显下降。今年上半年，三次产业和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为0.36％、81.94％、11.01％和6.70％，与去年同期相比，第二产业贡献率上升3.58个百分点，对全社会用电增长的拉动作用继续增强。受暖冬影响，上半年采暖负荷增长不明显，加上实施需求侧管理措施，居民生活用电增速较去年同期出现下滑，贡献率下降3.24个百分点。 


　　受去年同期“非典”影响，第三产业用电增幅明显。今年4月以来，第三产业用电增速明显加快，二季度达到18. 41％，比一季度提高了5.46个百分点；从分月情况来看效果更加明显，4月份第三产业用电同比增长13.1％，5月和6月则攀升到20.6％和21.5％。 


　　高耗电行业用电增长居高不下。今年上半年生铁、钢材、十种有色金属、水泥等产品产量仍然保持快速增长，继续拉动了高耗电行业用电迅猛增长。化工、建材、黑色金属及有色金属行业用电同比分别增长13.24％、19.8％、26. 26％和17.82％。四个行业用电量占工业用电量的40.0％，比去年同期提高0.6个百分点；对全社会用电增长的贡献率达到35.3％，比去年同期提高1.2个百分点。 


　　大电网覆盖地区用电全面快速增长，电力供应能力明显制约多个省份用电量快速增长。西北地区由于水电增发较多和高耗电行业快速增长的影响，以17.99％的速度位于各大电网地区之首；华东和华北地区分别以7.22％和16.09 ％的速度居第二和第三位；南方和华中地区分别以15.89％和14.84％紧随其后；东北地区虽然仍然位居末位，但受东北工业基地优惠政策等的影响，用电增速继1987年后首次实现二位数增长，达到11.44％。缺电最严重的浙江和山西，由于供应能力的限制，用电增速只有13.75％和10.97％，均落后于全国平均水平。 


　　多数电网统调最大负荷增长继续低于发受电量增长。截至6月底，全国主要电网最高用电负荷合计同比增长12.8 5％，低于发受电量16.60％的增长水平，充分说明全国总体处于紧张局面。分电网看，除了东北和南方电网最大用电负荷增长超过发受电量外，其他各区域电网最大负荷增长普遍低于发受电量增长。 


　　2.国家宏观调控措施出现成效。 


　　去年以来，国家重点围绕部分行业过度扩张和固定资产投资规模过大、增长过快等问题，相继出台一系列宏观调控措施。从上半年的经济运行实际情况看，宏观调控已经开始初见成效。表现在：工业尤其是重工业发展速度有所减缓；固定资产投资增长过快得到遏制，重点行业投资增长回落明显；货币信贷增速继续回落，物价上涨势头开始减缓；部分过热行业产品产量增速明显下降，产成品库存资金增多，利润增速回落。 


　　与此相对应，用电增长也呈现相同效应，但尚不明显：一是工业用电在继续保持快速增长的同时，增速回落。工业用电当月同比增长也出现了回落势头，从头两个月的18.12％、3月份16.7％、4月份的19.98％回落到5月份的 15.98％和6月份的15.99％。二是高耗电行业用电增长呈现回落。上半年黑色金属、有色金属和建材行业用电增长较一季度分别回落2.88、4.05和0.9个百分点。 


　　电力供应能力持续不足，电力供需形势更为严峻 


　　1.电力供应能力增加有限，供应环境进一步恶化。 


　　今年上半年新增发电装机1313万千瓦，其中水电298万千瓦，火电1010万千瓦，其他5万千瓦。电网工程投产加快，国家电网公司系统新增330千伏及以上交流输电线路2436公里，变电容量投产2119万千伏安；直流输电线路975公里，换流容量600万千伏安。随着东北与华北联网第二回线和三广直流的投运以及山东与华北联网工程和三广第二回联网线路的全线竣工，为区域间、省间电力调剂和缓解下半年供需矛盾提供了有力支持。上半年全国发电量累计完成9 908.51亿千瓦时，同比增长15.80％。 


　　发电装机增长远低于用电增长，造成发电设备利用小时数继续攀升。截至6月底，全国发电装机已经超过4亿千瓦大关，与去年同期相比增长10.7％，但仍然落后于用电5.1个百分点。为满足用电需求，发电设备继续尽可能满发超发，发电利用小时数持续提高。1～6月份，全国发电设备累计平均利用小时为2681小时，比去年同期增长170小时。 


　　跨区送电大幅度增长，全国联网对缓解部分地区供需紧张作用明显。上半年全国跨大区交换电量达到301.98亿千瓦时，同比增加221.77％。全国区域内跨省交换电量合计完成796.59亿千瓦时，同比增长28.21％。 


　　电煤供应明显不足，价格持续攀升。电煤库存较去年同期下降了438万吨，现有库存煤平均仅够电厂使用9天左右，远低于正常水平。电煤供应不足，多个地区发生缺煤停机现象。 


　　另外，运力受限加剧了电煤供应不足现象；电煤价格持续攀升，市场价格与重点合同价格的价差扩大使电煤供应更加紧张，导致个别地区电煤供求矛盾加剧。 


　　机组检修安排困难和非计划停运增多。由于发电机组长期超负荷运行，江西、重庆、甘肃、宁夏、青海、安徽等多个地区因机组检修和非计划检修安排困难及非计划停运增多，直接导致拉限电或者加剧了拉限电局面。 


　　部分水电站因水库来水不足影响发电出力。如华东电网一季度水库综合来水仅为多年同期的50％左右，水电厂发电量和水库水位接近历史同期最低水平，水电出力严重不足。由于去年下半年以来全国水电站普遍来水偏枯并且持续时间较长，水电出力严重不足，如果扣除三峡上半年新增161亿千瓦时电量，今年上半年全国水电为负增长。进入6月份，部分地区来水形势有所好转，对部分地区日益紧张的电力供需形势起到一定的缓解作用。 


　　2.电力供需更为紧张，缺电范围和持续缺电地区进一步扩大。 


　　综合判断，今年上半年全国电力供需形势更为严峻，相继有24个省级电网(省市区)出现拉限电，缺电范围和持续缺电地区进一步扩大，缺电程度进一步加深，缺电影响进一步加大。去年上半年全国有16个省级电网出现拉限电，全年共有 23个省级电网(22个省市区)拉限电。而今年仅上半年出现拉限电的省级电网和省市区已经达到24个之多。浙江、江苏、山西、河北南网、蒙西电网等省级电网基本持续拉限电，拉限电天数超过160天。 


　　初步分析，上半年全国最大电力缺口合计约2500万千瓦，缺电程度已超过2003年冬季。缺电已经给政府造成很大压力，给老百姓生活带来不便，使社会安全事故增加，影响了国内生产总值、财政收入和职工收入，影响了社会安定和就业率以及投资环境与企业订单，造成了能源浪费和环境污染。 


　　3.国家应对缺电措施得力，需求侧管理成效明显。 


　　在全国电力供需形势总体紧张的局面下，电力部门紧紧依靠当地政府，加大需求侧管理工作力度，积极落实有序用电方案，保障电力有序供应，保证电网安全运行。上半年，电力供需形势较为紧张的京津唐、河北南网、山西、蒙西、江苏、浙江、福建、湖南、四川电网的日最大转移负荷超过了100万千瓦；京津唐、河北南网、山西、江苏、浙江和安徽电网的日最大错峰负荷均超过80万千瓦，其中缺电严重的江苏和浙江高达173.2万千瓦和208.29万千瓦。 


　　夏季高峰电力供需形势更为严峻，全年电力需求增速将出现小幅回落 


　　随着宏观调控措施逐步落实，全年用电增长将呈现先高后低走势，增速较上年有小幅回落。综合各方面因素，预计2 004全年电力需求量为21150亿～21725亿千瓦时，同比增长12％～15％。 


　　1.国家宏观调控措施将对受控行业用电增长逐步产生较大影响，电价调整也将逐步对部分行业用电产生较大的抑制作用，但近期不会出现大幅下降趋势。 


　　国家对固定资产投资增长过快的调控，最终反映到对钢铁、电解铝、水泥等中间投资品需求增速的下降。由于宏观调控具有一定的滞后性，对全社会用电量的影响也存在滞后效应，因此短期内重点行业用电快速增长势头仍会运行在较高水平。  


　　继年初全国平均销售电价普调0.8分之后，全国从6月中下旬相继开始全面执行国家发改委关于上调电价平均2. 2分的政策，并且要求电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6个高耗电行业按国家产业政策的要求，对限制类和淘汰类企业在执行电价普调基础上再分别上涨2分和5分钱，其中4个行业限制类企业的划分范围涉及到1999年9月以来违规建设所有项目。此举将对不符合国家产业政策、违规建设的项目产生较大影响，从而抑制高耗电行业用电增速过快的势头，导致电力需求的增长速度有所回落。 


　　2.气象部门预计降水情况比去年有所好转，夏季气温接近常年或偏高。 


　　根据国家气象中心的预测结果，今年盛夏北方多雨区位于东北东南部、华北东部及黄河中上游大部至内蒙古西部地区；南方大部地区降水比去年增多，多雨区主要位于长江中下游、西南地区东南部、华南东部地区，全国其余大部地区降水较常年偏少。上述多雨区有利于今年水电的多发多供，尤其是西北地区、南方地区和华中地区水电情况将比去年有所好转。 


　　高温是推动夏季高峰负荷快速上升的重要因素。尽管气象预报表明全国大部分地区的气温接近常年或稍偏高，但近期华南、江南、华北平原、黄淮、江淮高温湿热天气明显多于去年。总体来看，降温负荷增长仍然较大。 


　　尽管下半年电力需求增长速度有可能小幅回落，但是由于新增装机上半年仅完成年度计划的31％，大部分计划新增装机无法在迎峰度夏中起到作用，供应落后于需求的缺口继续扩大，而且电煤供应形势严峻、机组非计划停运增多、夏季高温等不利因素较多。综合判断，2004年下半年尤其是夏季高峰期全国电力供需形势更为严峻，全国电力缺口高达3500万千瓦左右，缺电量400亿千瓦时(全年缺电量600亿千瓦时左右)。最大电力缺口主要发生在夏季高峰。 


　　全面做好迎峰度夏和安全供电工作，确保电力有序供应 


　　1.统一调度，严肃纪律，确保安全运行。 


　　在当前电力供需紧张、厂网分开的形势下，发电企业、电网企业和用户必须服从电网的统一调度，严格执行调度指令。各级政府部门应制定电力安全应急预案，做到快速响应。要确保电力系统安全稳定运行，确保不出现重大影响的安全事故。  


　　2.加强发电、运输、煤炭企业之间的协调，保证电煤供应。 


　　建议政府部门进一步加强发电、运输、煤炭企业之间的协调，保证电煤供应。同时，各级电力调度部门要充分利用各种有利时机，科学优化调度，协助发电企业尽快把库存煤量恢复到合理水平。 


　　3.认真贯彻国家电价调整文件，运用价格杠杆调节电力供需。 


　　建议国家有关部门加大对发改委关于疏导各大区域电网电价矛盾的通知的综合执法检查力度，确保销售电价调整方案尽快落实到位。 


　　4.加强需求侧管理，实行严格的错峰、避峰和限电措施。 


　　要加强政府统一领导和协调，充分调动电力企业和用户的积极性，利用经济杠杆及行政手段对高峰用电进行控制，妥善处理供需矛盾，充分利用负荷控制系统，采取有效措施做好避峰、错峰用电以及移峰填谷工作，最大程度地避免拉电现象。  


　　5.加强跨区跨省电力电量交换，实现在更大范围内资源优化配置。 


　　认真做好负荷分析和预测工作，充分发挥跨区、跨省输电设备的作用，利用地区之间的地域差、温度差、时间差，加大跨区、跨省的电力电量交换。严格执行跨区、跨省送受电合同，确保合同电量的完成。积极开展短期电能交易，最大限度地挖掘现有发电设备和输变电设备的潜力，发挥跨区电力系统错峰、水火互济、跨流域调节、互为备用等联网效益。 


　　6.高度重视电网和电源投资失衡问题，及早采取对策，增加电网投资。 


　　我国长期缺电造成了严重的“重发轻供不管用”倾向，电网投资在行业固定投资中比例长期偏少，大都低于30％。 1998年以来，电网建设得到高度重视，电网投资比例逐步接近50％的合理水平，电网瓶颈制约得到初步缓解。随着近些年电力供需再度紧张，社会资金大量流向电源建设，特别是没有形成合理的独立的输配电价，电网投资急剧下降。电网投资偏少，制约了跨区能力提高，也会影响电源的及时送出，从而严重影响到总体供应能力。按此发展态势，2006年或2007 年电源供应能力即使实现供需平衡，也可能因电网建设滞后造成局部地区继续拉限电，需要引起政府和社会高度重视。