2006年电力供需情况和2007年形势分析报告

    2006年，我国国民经济保持平稳较快增长，电力供需形势较去年明显缓解。电监会和电力系统认真贯彻党中央、国务院关于电力监管、电力建设、电力生产与供应的指示精神，周密部署，统筹安排，圆满完成全年电力生产和供应任务，保证了城乡居民生活用电和工农业生产的基本用电需求。

    一、2006年全国电力供需基本情况及主要特点

    （一）电力供需基本情况

    1．电力生产情况。全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，同比增长2.4%。分地区看，发电量同比超过20%的省份依次为：内蒙（33%）、青海（25.6%）、贵州（23.6%）、云南（23.4%）、浙江（20.8%）、江苏（20.2%）。

    2．电力消费情况。2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。其中，第一产业用电量为832亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量为21354亿千瓦时，同比增长14.3%，其中轻、重工业用电量分别为4133亿千瓦时和17021亿千瓦时，同比增长11.9%和15.4%，轻、重工业增幅比2005年分别上升1.87和下降0.14个百分点；第三产业用电量为2822亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量为3240亿千瓦时，同比增长14.7%。

    3．电力安全生产情况。全国发生电力人身死亡事故48起，死亡106人，同比事故起数减少3起，死亡人数减少7人。其中：电力生产人身死亡事故13起，死亡17人，同比事故起数减少3起，死亡人数减少4人；电力基建人身死亡事故35起，死亡89人，失踪3人，同比事故起数相同，死亡人数减少3人，失踪人数增加3人。2006年重大人身死亡事故15起，死亡68人，同比事故起数增加1起，死亡人数增加2人。

    2006年，全国电网事故和设备事故的起数大幅度下降，其中，电网事故48起，和去年同比减少26起；设备事故238起，和去年同比减少189起。

    （二）主要特点

    1．电力供需形势明显缓解。随着大批电源项目的相继建成投产，电力供应能力明显增强，供需形势明显缓解，电力缺口显著减少，缺电范围明显减小，缺电程度明显减轻，拉限电条数不足上年的4%，区域性、时段性特征明显。全国最大电力缺口约1100万千瓦（出现在8月份）。国家电网公司系统最大电力缺口为772万千瓦，当日转移负荷702万千瓦。公司系统累计拉电1.54万条次，拉电累计少供电量1.55亿千瓦时，分别仅为去年同期的3.55%和3.56%。

    由于装机容量的大幅扩张，发电设备利用小时数较2005年大幅回落。2006年累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。其中，水电设备利用小时数为3434小时，同比降低230小时；火电设备利用小时数为5633小时，同比降低233小时；核电设备利用小时数为7774小时，同比增加19小时。

    2．工业用电仍然是拉动电力增长的最主要动力。2006年，全国工业用电量为21154亿千瓦时，同比增长14.71%，增速比2005年提高了0.54个百分点；轻、重工业用电量增速分别比2005年提高1.81%和下降0.14%。工业用电量同比增速仍然高于全社会用电量增速，重工业用电量增速也明显高于轻工业用电量增速。

    3．电力建设速度惊人。新中国成立以后，发电装机达到一亿千瓦用了38年，而2006年一年时间，全国新增电力装机就超过一亿千瓦，发展速度相当惊人。

    2006年全国新增投运的发电装机10117万千瓦，其中水电971万千瓦，火电9048万千瓦，风电92万千瓦；新增投运的220千伏及以上输电线路回路长度3.51万公里，新增投运的220千伏及以上变电设备容量15531万千伏安。

    4．电力结构不合理现象加剧。2006年，全国新增发电装机容量10117万千瓦，其中水电1092万千瓦，占10.81%；火电8913万千瓦，占88.20%,比重不降反升；核电100万千瓦，占0.99%。在电源结构中小火电机组所占比重仍然较高，全国平均单机容量不足7万千瓦，单机10万千瓦及以下小火电机组占火电装机容量的比重接近30%。

    二、2007年供需形势的预测

    综合分析各方面因素，我们对2007年电力供需形势作以下基本判断：预计全国发电量增长11%，全社会用电量增长11%，六大区域电网供需基本平衡，个别地区和部分省（区、市）电网电量出现富余，但时段性、季节性矛盾仍然存在。

    在电力供应方面，预计2007年全国新增装机容量将超过9000万千瓦，全国总装机容量将超过7亿千瓦，煤炭供应相对充足，如果来水状况比较稳定，电力供应紧张局面将得到根本扭转。在电力需求方面，如果宏观调控能达到预期的效果，需求侧管理进一步加强，节能降耗和经济调度政策能得到较好的落实，高能耗产业的发展得到有效的遏止，电源结构得到较好的调整，全国电力的需求将不会有太大的波动，预计全国用电量将接近31200亿千瓦时，用电增速将达到11%左右。

    分地区来看，全国各区域电力供需总体平衡，部分地区略有富余。其中，华中、西北地区总体电力富余，东北、华北、华东、南方区域基本实现平衡。局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响，仍可能出现短时供需紧张。安徽、河南、江苏、内蒙等部分地区富余容量较多。

    分季节来看，今年春天，六大区域电网除南方电网供应偏紧外，其他电网供需总体平衡；夏季，预计华东、华北电网最大用电负荷都将超过1亿千瓦，上海、浙江用电高峰紧张，需加强网省间调剂和需求侧管理；秋季用电负荷不高，电力供需基本平衡；冬季，华北、西北和东北用电负荷高于夏季，而且华东、南方等电网近年冬季用电负荷增速较快，来水情况对这些地区电力供需带来不确定影响。

    三、当前电力工业运行中存在的突出问题

    （一）电力安全生产问题不容忽视

    随着电力工业的不断发展，随着电力体制改革的不断深入，随着电力供需形势的变化，影响电力安全生产的诸多不利因素和一些问题将逐步显现出来，必须要引起我们的高度重视。一是大电网安全稳定问题。厂网分开后，市场利益主体多元化，厂网矛盾增多，厂网协调难度加大，特别是对涉网设备的安全管理不到位对电力系统安全稳定运行构成威胁。二是电力安全技术标准滞后问题。电力体制改革以来，政府对电力标准化管理的职能弱化，电力技术标准修订滞后，已远远不能满足电力工业快速发展的需要，电力安全生产技术保障在一定程度上受到削弱。三是电力建设施工安全问题。近年来，电力发展速度较快，带来的问题也比较突出。电力基建施工力量不能完全满足建设需求，农民工大量进入电力基建行业，人员素质不能适应电力基建发展的需要。四是煤矿等重要用户供用电安全问题。部分供电企业基础管理工作薄弱，供用电服务行为还有待规范。

    （二）电力节能减排任务繁重

    近年来，我国电力工业快速发展，但电力工业运行中“高投入、高消耗、高排放、难循环、低效率”问题没有明显改善，电力结构不合理，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重过高，成为制约电力工业节能减排和健康发展的重要因素。目前，我国燃煤机组中，单机10万千瓦以下的小机组达1.15亿千瓦，每年消耗原煤4亿多吨，排放二氧化硫540万吨。去年上半年，电力行业累计耗煤53547万吨，同比增长8.27%；发电厂用电和供电线路损失电量已经占全社会用电量的12.3%，供电煤耗及各环节的节能降耗潜力很大。仅去年上半年，全国二氧化硫排放总量为1270万吨，同比增长4.2%。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量占排放总量的80%～90%，电力又是用煤大户，电力行业减少污染排放的任务十分繁重。

    （三）跨地区电能交易机制尚需完善

    一是电能交易透明度不高。目前跨地区电能交易主体基本上是各相互关联的电网企业，交易电量由电网企业之间协调确定，发电企业对交易情况不够了解。二是电价机制问题比较突出。跨地区送电价格大部分由电网公司主导测算，政府价格主管部门批准或备案，有的地方为了让送电价格对外具有竞争力，降低本地区发电企业上网电价，发电企业意见较大。三是省间交易壁垒重新显现。在目前全国大部分地区供需形势缓和的情况下，各省从自身利益考虑，省间交易壁垒重新显现。电价高的省宁愿用高价从外省购煤发电，也不愿买入外省低价电，电价低的省有的找不到外送途径，有的保护本省低价资源不愿外送，宁愿将本省低价电用来扶持本省一些“高能耗”企业，也不愿对外送电。

    四、政策建议

    （一）加强电力安全监管，确保电力系统安全稳定运行

    建立和完善电力安全应急管理机制，督促电力企业做好应急预案的演练和联合防事故演习工作，提高应对突发事件的能力。健全并完善新形势下的电力安全监管组织和专家体系。强化电力建设施工、大坝运行安全、电力可靠性工作。通过各方面努力，杜绝重大以上人身伤亡、电网大面积停电和电厂垮坝事故的发生，防止重大以上环境污染、主设备严重损坏和对社会造成重大影响事故的发生，维护电力系统安全稳定运行。

    （二）加快市场化改革，促进电力工业节能减排

    改进发电调度方式，实施经济调度、节能调度。力求电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行，充分合理利用一次能源，确保电力安全、优质、经济运行。认真做好电力行业节能降耗和污染减排工作，加大对调度机构执行调度规则和调度政策的监管，定期公布发电机组能耗情况和污染排放情况，修订电力市场运行规则和电网调度规则，制订发电权交易管理办法，引导和鼓励发电企业开展发电权交易，充分利用价格杠杆的作用促进电力工业结构调整，进一步研究制定电力工业定额标准，加强对规则、标准和法规执行情况的监督检查。

    （三）加强宏观调控，加快电力结构调整步伐，坚决防止高耗能行业重新盲目扩张

    坚决执行宏观调控政策，加快产业结构调整步伐，防止高耗能行业重新盲目扩张。正确引导投资方向，支持发展先进生产能力，依法淘汰落后生产能力。进一步加强建设项目的投资准入管理，严禁投资新建或改扩建违反国家产业政策、行业准入标准和缺乏能源、环境支撑条件的高耗能生产项目，从源头上把住高耗能行业准入关。坚决取消违规出台优惠电价等政策措施。无论电力供应处于紧缺或是宽松状态，各地区一律不得违反国家法律、法规和政策规定，自行制定出台对高耗能企业用电的电价优惠的政策，已经自行采取优惠电价政策的，应立即停止执行。防止出现电力供应与高耗能产业相互推升的恶性循环。

    （四）进一步推进电力市场建设

    按照《电力体制改革方案》（国发[2002]5号）和《“十一五”规划纲要》精神，坚定不移地深化电力体制改革，进一步推进区域电力市场建设。区域内资源、能源互补性强，区域范围内的资源优化配置将成为主导趋势。通过电力市场平台实现区域内电力电量平衡和调剂余缺，不仅可以充分发挥市场机制的有效性和公平性，也为交易各方创造了公开、透明的市场环境，同时有利于消除电价争议、省间壁垒等诸多问题。一是进一步完善区域内发电侧竞争上网机制，进一步扩大竞争上网机组范围，制定符合“节能、环保、经济”要求的发电调度规则。二是抓紧建立双边交易机制，鼓励发电厂参与跨地区长期合同交易，积极推动配电企业和大用户向发电企业直接购电，逐步扩大直购电试点主体和范围。三是加快电网特别是区域内500kV主网架的建设，逐渐消除区域电力市场建设中电网网架的阻塞问题。

    （五）加强电力监管，解决突出矛盾和问题

    一是在电力市场化改革进程中，要特别关注市场主体和社会公众反映出的问题和矛盾，抓紧研究制定相关规则，提出改革意见和建议，促进电力工业的可持续发展。二是加快建立输电价格形成机制，抓紧研究制定输电成本规则，形成科学合理的输电成本回收机制。三是抓紧研究建立提高输送能力的激励机制，促进电网企业进一步集中财力物力提高输电能力、降低成本、提高效率。四是建立500kV电网输电能力评价体系和输电网监管量化指标体系，科学评价电网输电能力和运行效率。五是加强电力信息披露工作，妥善处理好政府与电力企业之间、电网企业与电源企业之间的信息不对称问题，不断提高电力市场和交易信息的透明度，充分发挥市场主体和社会公众的外部监督作用。六是以实现“三公”调度为目标，进一步加强对电力调度的监管工作，协调厂网关系，营造公平交易、公平竞争环境。