2007年前三季度电力供需与经济运行形势

      2007年前三季度，受经济快速增长因素影响，电力消费高速增长，电力供应能力持续增强，全国范围内电力供需形势总体继续缓和。但是受需求增长强劲、电网建设相对滞后等因素影响，仍有14个省级电网出现时段性、季节性供电紧张，其中广东较为突出。

      2007年四季度，电力消费需求将稳中略有回落,新投机组规模将与去年同期相当，在全国电力供需形势基本平衡大格局下，局部地区还会因来水、电煤等因素，出现时段性、局部性的电力结构性短缺。

      一、2007年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析

      前三季度，虽然电力消费快速增长，但是电力供应能力持续增强，以及通过更加频繁有效的跨区跨省电能交易，全国电力供需形势表现为全国总体基本平衡，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻，受装机不足、来水不足、电煤（气、油）供应紧张、机组检修或非计划停运、电厂送出工程受阻、电网"卡脖子"等因素引起的缺电多样性特点更加明显。全国共有京津唐、山西、江苏、浙江、河南、湖北、上海、四川、湖南和广东、云南、海南、西藏等14个省级电网的局部地区和部分时段出现短时紧张或拉限电情况，且主要集中在1-2月份，春节期间全国未发生拉限电情况；3月份全国仅有南方电网部分省区出现短时拉限电或电力缺口，二季度以来广东地区缺电比较严重。前三季度，全国尖峰负荷最大电力缺口在500万千瓦左右。

      （一）电力供应情况

      发电装机稳步增长，"关小"工作提前实现全年目标。1-9月份，全国电源建设新增生产能力（正式投产）6544.15万千瓦，处于历年同期最高投产水平。其中水电804.24万千瓦，火电5422.19万千瓦，核电212.00万千瓦，火电新增生产能力占全部新增生产能力的82.86。截至9月30日，全国已关停小火电机组903万千瓦，完成今年关停任务的90。10月26日，全年全国关停1000万千瓦高耗能、高污染小火电机组的目标提前两个月实现。

      2.发电量高速增长，火电发电量增长尤为明显。前三季度，规模以上电厂共完成23702.41亿千瓦时，同比增长16.4，增速比去年同期提高3.5个百分点，比上半年提高了0.4个百分点。其中，水电增速"前降后升"，共完成3307.01亿千瓦时，同比增长14.6，增速比去年同期提高8.2个百分点,比上半年增加12.9个百分点；火电19873.70亿千瓦时，同比增长16.7，增速比去年同期提高2.2个百分点，随着入讯以来来水渐丰、水电出力增加，火电生产比上半年降低1.6个百分点；核电受机组检修及田湾核电机组新投（5月和8月各新投一台）影响，从六月起恢复较快增长452.08亿千瓦时，同比增长12.4，比上半年提高8.7个百分点。8月1日，全国日发电量102.76亿千瓦时，全国日发电量首次突破100亿千瓦时，创我国电力工业历年最高记录。

      3.发电设备累计利用小时下降幅度小于去年同期。由于今年以来的电力需求旺盛导致发电量高速增长，尽管1－9月份新增生产能力高于去年同期，而发电设备利用小时累计下降幅度却小于去年同期。前三季度，全国发电设备累计平均利用小时为3777小时，比去年同期下降幅度少了35小时。其中火电设备平均利用小时为3984小时，比去年同期下降了214小时，下降幅度同比多了4小时；水电设备平均利用小时为2759小时，比去年同期降低68小时。 

      4.电煤供应基本正常，但价格上涨压力很大。前三季度，全国发电耗用原煤83354.51万吨，同比增长14.58，供热耗用原煤9376.60万吨，同比增长18.96。，发电和供热生产共耗用原煤占原煤产量的58.25，比上半年下降了2.75个百分点。截至9月底，直供电网库存3073万吨，用天数为19天,与上半年比较增加了两天。

      前三季度，电煤合同价格又有大幅度上涨。根据国家煤炭安全监督总局的统计，全国发电用煤平均售价233.57元/吨，同比增加18.17元/吨，增长8.4，给电力企业生产经营带来较大的压力。

      （二）电网输送情况

      1.电网建设速度明显加快。前三季度，全国新投产220千伏及以上输电线路21341千米，比上半年增加11411千米；变电容量10199万千伏安，比上半年增加5058万千伏安。500千伏等级新增线路占220千伏及以上的37.73，新增变电容量占220千伏及以上的43.78,特别是其新增变电设备容量与去年全年比较增加了5.26个百分点。

      2.跨区送电量保持平稳增长。今年以来特别是8、9月份，主要由于华中地区水电增发引起华中与其它区域跨区交易增加，促进了全国跨区域送电量保持平稳增长。1－9月份，全国跨区送电量共完成703.20亿千瓦时，同比增长12.20，与1－6月份比较，增加了15个百分点。8、9月份各月，全国跨区送电量同比分别增长了39.43和36。随着水电进入丰水期,华中自5月份开始逐月增加向华东送电，累计达254.47亿千瓦时，同比增长34.65；今年以来广东省出现电力供需形势比较紧张,华中送南方特别是鲤鱼江电厂送广东增幅急剧加大,三季度各月送电同比增长分别为112.4、117.95和163.22，1－9月份累计送电9.69亿千瓦时,同比增长53.15。

      3.区域内西电东送电量稳步增加。在华北电网区域内，京津唐电网从山西、内蒙共受进电量133.95亿千瓦时；同时由于河北南网发电生产能力的快速增长，京津唐电网一季度向河北南网输出电量仅为1.20亿千瓦时，同比降低90.20，二、三季度，河北南网网内平衡能力增强，未向京津唐电网购电。

      在南方电网区域内,为弥补广东电力供需缺口，西电送广东累计完成561.08亿千瓦时，同比增长23.85,三季度以来特别是8、9月份,西电送广东当月同比增幅分别为30.04和55.29；受龙潭水电站6月投产运行的作用，西电送广西电量自7月以来也增加较快,累计完成53.60亿千瓦时，同比增长19.16,7、8、9月各月分别同比增长了42.75、92.24和36.01。

      4.省间电量交换情况。前三季度，全国共完成跨省电量输入2819亿千瓦时，同比增长13.67。典型受端大省北京、河北、辽宁、上海、广东前三季度由外省区净输入电量均在180亿千瓦时以上，同比分别增长7.93、43.67、23.15、21.76和25.56。。其中上海、广东的净输入量及其高增长率反映了该省（市）对外部电力的强劲需求和外部省份对其供应能力的增强现状；浙江电网受自平衡能力增强影响，今年以来受电量同期下降不少，但数量仍然较大，累计达到129.31亿千瓦时，值得一提是该省下半年输入输出灵活调剂能力有了很大提高，与上半年比较受电量同期增长了12.99个百分点，而输出电量同比增长更是加快了75.68个百分点；隶属于京津唐电网的河北北部地区对输入电量的需求引起河北省净输入电量比较大，河北南网自平衡能力比较强，输入电量不大。天津、湖南今年以来对外省电力需求量增加较快，净输入电量同比增长达到30.74和232.45，但是比上半年减少了很多。山西、内蒙古、湖北、贵州则是典型的电力输出大省，前三季度净输出电量均在240亿千瓦时以上，同比分别增长了-0.71、35.41、27.38、19.91。其中，内蒙古电量净输出增长率高达31.87，主要是满足京津唐地区电力需求，其余部分是向东北送电。吉林、江苏、甘肃三省输入和输出电量都比较大，一定程度上反映了这些省级电网在跨省、跨区电能交易中的突出作用。

      （三）电力消费情况

      全社会用电量继续保持高速增长。前三季度，全社会及分产业用电量继续保持高速增长，8、9月份明显回落。全国全社会用电量23952.87亿千瓦时，同比增长15.12，增速比去年同期提高1.42个百分点，比上半年回落了0.44个百分点。第一产业用电量660.11亿千瓦时，同比增长5.40，增幅比去年同期降低4.46个百分点；第二产业用电量18239.59亿千瓦时，同比增长16.77，增幅比去年同期提高2.89个百分点，比上半年回落了0.41个百分点；第三产业用电量2367.28亿千瓦时，同比增长12.15，增幅比去年同期提高0.37个百分点，比上半年降低了0.01个百分点；城乡居民生活用电量2685.90亿千瓦时，同比增长9.63，增幅比去年同期下降5.68个百分点，比上半年降低了1.34个百分点。前三季度，电力消费弹性系数呈现先升后降的趋势，一季度为1.34，上半年为1.35，前三季度回落到1.31。

      用电结构重型化依然十分明显。前三季度，全国工业用电量为18012.87亿千瓦时，同比增长16.78，比去年同期提高了2.89个百分点，比上半年回落了0.42个百分点；轻、重工业用电量同比增长分别为10.04和18.42，增速分别比去年同期提高0.01和3.55个百分点，与上半年相比，轻工业、重工业用电分别降低了0.35和0.42个百分点，但是用电结构重型化特征依然十分明显。但从6月当月用电情况分析工业用电似有回落迹象，6月以来各月工业用电累计增长分别为17.20、17.14、16.72和16.78，其中重工业用电同比累计增长分别为18.84、18.58、18.23和18.42。

      工业用电量占全社会用电量的结构比重已经从2000年的71.75上升到2006年的74.89，今年一季度、上半年分别提高到75.12、76.05，进入三季度回落到75.20。

      3.重点行业用电过快增长的势头有所缓和 

      上半年，钢铁、有色、化工、建材四大行业呈现加快发展态势，产品产量、价格、出口和利润增长都比较高，是带动全社会用电量快速增长的主导力量；针对这种情况，国家出台了一系列政策，在全国范围内开展了产业、土地、环保、价格等政策落实情况的专项大检查，从运行情况看，这些政策措施的成效正在逐步显现。三季度，四大重点行业过快发展的势头有所缓和，全国主要耗能产品产量增幅较大，在三季度有一定程度的回落，用电量增速也随之有所放缓;但是在九月份部分产品产量又略有反弹。

      今年一季度是各主要耗能行业用电增长波动比较大的时期，四月份以后这些行业用电增长率逐步趋于平稳，六月份以后又有所下降。有色金属行业用电量增长比去年增长率有一定的提高，基本稳定在30左右的水平上；钢铁行业用电量增长率持续下降，但仍高于去年同期增长率水平；化工行业用电量增长率与去年同期用电量增长率相比也有2-3个百分点的提高；建材行业已基本恢复到去年的增长水平上；建筑业用电增速回落到16左右。

       各地区用电增长的结构差别较大，中西部用电增速较快，但增速开始回落。前三季度，用电量同比增长超过全国平均水平（15.12）的省份主要集中在中西部地区或华东等经济活跃地区。但是从6月份开始，西南、西北地区部分省区用电增速有一定回落。重庆、四川、贵州、云南、陕西、宁夏、新疆用电增速分别由上半年的14.63、12.19、16.66、25.28、16.00、24.78、19.40下降到前三季度的9.93、10.56、14.64、18.41、12.09、19.18、17.60,其中尤其是宁夏的下降幅度达6.1个百分点。

      广东、江苏、山东、浙江、河北、河南六个用电量大省约占全国总用电量的46左右，增速为15.64，高于全国平均水平（15.12）0.52个百分点，对全国全社会用电增长的贡献率为47.62，略高于六省所占用电比重，可以说，虽然西部用电增速高于全国平均水平，但是主要用电大省对用电增长的贡献依然更大。

      （四）电力生产及输送环节能源利用效率有较大幅度提高

       前三季度，全国6000千瓦以上电厂发电生产供电煤耗率为355克/千瓦时，比去年同期下降10克/千瓦时，今年以来一直维持在360克/千瓦时以内，结构调整和节能生产管理成效十分明显。

      全国发电厂用电率5.96，其中水电0.40，火电6.79。线路损失率6.23，比上年同期减少0.19个百分点。 

      二、2007年四季度及2008年全国电力供需形势预测

      今年迎峰度冬期间，全国电力供需形势总体平衡，部分地区、部分时段电力短缺局面仍然难以完全避免。全国尖峰负荷电力缺口估计在300万千瓦左右，电力相对紧张地区主要集中在广东、云南、浙江、西藏等局部省份，由于缺煤少油短气、电网"卡脖子"、水火装机结构、电源临时停机等引起的缺电多样性特征更加明显。

      预测：2007年全社会用电量增长率将在15左右，全年电力消费弹性系数将在1.31左右，发电设备平均利用小时数将持续下降到5000小时左右。

      2008年全社会用电量增长率将在13左右，全年电力消费弹性系数将在1.25左右，发电设备利用小时数将在5000小时的水平上略有下降。
电力建设。考虑全年关停高能耗、高污染的小火电机组，年底前全国发电设备装机容量将突破7亿千瓦。全国电网投资规模将达到2500亿元左右。

      2008年，全国电源投产规模将在今年的水平上回落到8500万千瓦以上，电网投资规模进一步扩大到3000亿左右。

      电煤供应总量较为充足，但部分地区电煤价格上涨压力加大。目前，直供电厂煤炭库存总体充足，处于比较合理的水平，总量上基本可以满足迎峰度冬的电煤需求。但是，部分地区电煤供存耗还很不平衡，如京津唐电网的电煤供应矛盾仍然比较突出，电煤库存较去年水平又有较大幅度的下降，且部分电厂一度告急，进行专项协调后，才有所回升；华中地区由于今年迎峰度夏期间来水比较好，电煤压力较小，但是进入四季度水电进入枯水期，火力发电将有较大幅度的增加，电煤供需矛盾可能凸显出来。同时，电煤价格受政策影响越来越大，山西开征可持续发展基金，贵州放开煤炭市场，以及其它一些省区出台的关于电煤的政策、整顿煤矿安全生产致使煤炭产量大幅减少等因素，都对电煤价格造成极大的影响，对电煤的稳定供应影响加大。

      2008年，煤炭行业产能进一步释放，煤炭供需矛盾更加缓和，但是煤炭价格矛盾将进一步突出。运力和地区性电煤短缺也会一定程度上影响电力供应。

      主要水库蓄水与去年持平，水电进入枯水期。截至10月下旬，主要水电厂可调水量和去年同期基本持平，低于2005年水平10左右，随着水力发电进入枯水期，四季度水电发电量基本维持在去年的水平上，导致火电发电量的增幅将比较明显。

      四、对当前电力供需一些问题的认识与建议

     （一）做好迎峰度冬各项准备工作，确保系统安全稳定运行和电力供应

      目前，电力行业在生产和运行中仍然存在着许多值得重视的问题，如电网峰谷差继续拉大，电网调度和运行的难度也相应增加；新机投产较多、某些地区小火电关停比较集中，对电网安全稳定运行可能造成一定影响；部分地区、部分线路负载过重、电网卡脖子现象比较突出；来水、电煤等不确定性因素对电网安全稳定运行带来新的考验；迎峰度冬期间全国负荷将可能超过夏季高峰负荷，水电出力减少也会导致火电增发较多，这些都对电网安全稳定运行和电力供应造成一定的压力。

      针对上面存在的问题和不确定因素，当前要重点抓好以下几个方面的工作。一是要认真贯彻国务院关于《国家处置电网大面积停电事件应急预案》，全面落实各级安全生产责任制，加强对新投机组安全运行的管理；二是加强负荷预测，实施优化调度，发挥水火互济，实现更大范围内的资源优化配置；三是继续做好需求侧管理，采用综合措施，引导用户合理用电，保障电力有序供应；四是加快电网建设，确保各项工程按期投产，努力消除电网"卡脖子"现象；五是有节奏的稳步推进小火电机组集中地区的关停工作，确保负荷中心区的电网支撑和安全稳定供电；六是加强对电煤市场的监控和管理，打通电煤运输瓶颈，确保电煤供应。

      （二）疏导电价矛盾，推动发电上网电价形成机制的完善

       今年煤炭产运需衔接进一步把电煤供应推向了市场。年初，大部分电力企业签订的电煤供应合同每吨平均比去年上涨25-30元左右。在合同实际执行过程中，优质煤种价格仍在不断上涨，据统计，2007年电煤订货会合同价格比2006年实际结算价格上涨了30元/吨左右；今年二季度，一些地区（如山西）借征收可持续发展基金，导致煤炭市场价格再一次上涨；贵州省政府决定从2007年1月放开电煤价格后，三季度电煤价格月比上涨幅度达到119元／吨，已经影响到了电力供应；内蒙古、山西、东北等地火电厂上网电价矛盾比较突出。据国家煤炭安全监管总局统计，前三季度全国电煤价格总体上涨8.4。同时，水资源收费、脱硫价格补偿不足、脱硫热价无补偿、排污费上涨、空冷机组无补偿等因素对发电企业经营造成很大的影响。

      建议政府进一步分地区梳理火电厂上网电价，逐省解决电价矛盾，理顺上网电价与销售电价，特别是关注内蒙古、山东、贵州、云南等矛盾比较突出的省区的实际情况；根据电煤价格测算汇总结果，可在适当时机考虑对电煤价格涨幅大的重点地区、省份实施煤电疏导；同时建议在电价疏导过程中能够反映资源收费、脱硫、空冷等因素，做到价格补偿逐步到位，尽快建立适应市场环境的电价形成机制。

      （三）通过电网供电手段促进国家实现节能减排目标

       节能减排工作电力行业已经带了好头。电力行业在保证供电的前提下，提前两个月实现了关停小火电机组1000万千瓦的目标，供电煤耗持续下降，二氧化硫排放水平和耗水量持续降低。同时，电力行业要坚决严格执行国家差别电价政策，按照国家政策法规规定，发挥好电力供电对其他行业用电的引导作用，抑制不符合国家环保政策的高耗能、高污染企业的生产运行，从而促进国家实现节能减排目标。

       当然，电网企业在执行差别电价过程中，要处理好国家利益和电网企业的市场服务定位之间的矛盾关系，建议当地政府部门尽快出台完善的可操作的实施细则，各级政府同时要加大对市场的监管力度，便于终端用户和电网企业和谐、健康地创造供售服务环境。

      （四）加快跨省跨区电网建设，实现更大范围资源优化配置

       这几年来，跨区跨省电网建设力度不断加大，西电东送规模和能力也不断扩大，同时，一些水电大省（如云南、广西、福建、湖北、四川等）在大力发展水电发展电力外送的情况下，也为了加大本地的电力平衡能力，加大了本地火电机组建设和新投规模。但从目前情况看，仅仅依靠省内发挥水火互济的调剂作用是十分有限的，也不经济。现实中，部分省份在枯水期也不同程度的出现了电力供应紧张的情况。资源结构、运输能力、电网输电和电源布局，应该是统筹规划问题，必须要在更大的区域范围内，实施资源优化配置，实现跨区、跨省水火互济，才能体现电力工业和生产运行的节约发展、清洁发展。建议国家政府部门要加大对大区域规划及其实施工作的主导作用，发挥行业组织的中介和专家咨询作用，因地制宜地尽快研究各大区域电力优化发展的结构、布局指导性意见，改变省内自我平衡的行政、传统发展方式。