一季度全国电力供需情况及全年走势分析报告
国家电力监管委员会
2004 年 4 月 5 日
今年以来，受国民经济快速增长的拉动，用电需求强劲增长，由于电力供应能力相对不足，全国电力供应形势总体偏紧，部分地区电力短缺比较严重。电力系统千方百计挖掘潜力，增加电力供应，保证了安全稳定运行。
一、一季度全国电力供需情况
一季度全国电力供需两旺，发电量和全社会用电量与去年同期相比增长均超过15%。全国有24个电网出现不同程度的拉闸限电现象，比去年一季度增加8个。国家电网公司系统各电网最 大电力缺口达到1700万千瓦，拉限电损失电量达到53亿千瓦时；南方电网公司系统最大电力缺口达到500万千瓦， 拉限电损失电量14.7亿千瓦时。不少缺电地区采取了工矿企业“停一开一”、暂停城市亮化工程等措施，电力供应不足制约了当地经济社会的发展。
(一) 全国电力需求情况
一季度，全国全社会用电量预计完成4840亿千瓦时，与去年同期相比增长16.1%。春节以后，全国日用电量一直维持在55亿千瓦时左右，接近去年夏季58亿千瓦时的历史最高值。
重工业用电量对全社会用电量增长的拉动作用更加明显。金属矿采选业、建材及其他非金属矿制品业、黑色金属冶炼压延加工业、有色金属冶炼压延加工业和交通运输电气电子设备制造业等高耗能行业的用电量增长率均在20%以上，推动重工业用电增长率高达18.5%，高出轻工业用电增长率1.6个百分点。
(二) 全国电力供应情况
一季度，全国发电量与去年同期相比增长15%以上。发电企业充分挖掘现有机组潜力，火力发电量快速增长，内蒙、福建、湖南、广东、广西等省份的增长速度均在30%以上；除三峡以外，全国各重点水电厂总来水量比去年同期偏少一成多，总体呈现“前枯后丰”和“北丰南枯“的特点，浙江、福建、湖南、云南、贵州等水电比重较大的省份水电减发严重；黄河水情好于去年，青海、甘肃、河南等省份水电呈现恢复性增长。
受负荷特性限制，火电机组继续提高利用小时已经非常困难。一季度全国火力发电设备平均利用小时达1470小时，比去年同期增长80小时。山西、内蒙、浙江、湖南、广西、四川、甘肃、青海、宁夏等省份均超过1500小时。
一季度，全国共实现跨区交换电量80.69亿千瓦时，比去年同期增长 118.44%，为缓解部分地区电力紧张局面发挥了重要作用。
(三) 主要电网电力供需情况
一季度，华北、北、华东、华中、西北和南方电网最高用电负荷分别为57262646、5645、4210、1593和3457万千瓦，别比去年同期增长11.6%、4.2%、1.3%、7.5%、15.8%和9.4%。严重的拉闸限电措施限制了华东电网用电负荷的增长。经济发达的长江、珠江三角洲地区用电量保持高速增长,依然是全国电力供应最为紧张的地区。中西部的河南、宁夏、山西以及蒙西等地由于高耗能行业的快速发展,用电需求继续快速增长,电力供需矛盾突出。京津唐电网的唐山地区由于电煤供应不足出现拉闸限电现象,最高限电达到50万千瓦。
二、二季度及全年走势分析
总体来看,二、三季度的全国电力供需形势将比一季度更加紧张，到四季度将有所缓和。在考虑各地实施错峰、避峰等抑制最大负荷过快增长措施的情况下，全年的电力缺口大约为2000万千瓦左右，缺少电量约550亿千瓦时，全年的电力供需形势将比2003年更为严峻，拉闸限电的地区将进一步扩大。
(一) 电力需求分析
我国经济正处于新一轮增长周期的上升阶段，尤其是工业增长势头强劲，对用电量增长的拉动作用十分明显。尽管国家对钢铁、电解铝、水泥等高耗能行业过热发展采取了加强宏观调控、清理整顿优惠电价等措施，但由于贯彻落实尚需时日，政策效应存在时滞，这些行业在一段时间内对电力的需求还不会明显下降。预计全年全国用电量增长速度为12%左右，用电量将达到2.1 万亿千瓦时。
(二) 电力供应分析
根据调查，预计2004年全国新增发电装机3730万千瓦，同比增长9.2%,对缓解今年电力紧张局面将发挥重要作用。但其中大部分机组都集中在下半年投产，上半年仅能投产1250万千瓦，占全年的34%，投产比重较小，对今年迎峰度夏作用有限。现有火力发电设备利用小时已经达到1989年以来的最高值， 通过提高设备运行时间来增加电力供应的空间已十分有限。根据预测，二、三季度主要河流来水会比一季度有所好转，但部分水力发电机组出力仍然不容乐观。电煤供应紧张已经严重影响电力供应能力，国家电网公司系统京津唐、安徽、河南、湖北、湖南和陕西电网日最大缺煤停机容量分别为80、98.5、60、120、 77和220万千瓦；南方电网公司系统云南、贵州因为缺煤停机和减出力最大容量分别超过100、174万千瓦。
(三) 各电网供需形势分析
1. 电力供需形势最为紧张的电网主要有华东、南方(除海南外)。
华东电网仍然是全国电力供需形势最为紧张的地区，呈现全年持续性缺电状况。在电网运行考虑适当备用的情况下，浙江、江苏、上海三省(市)电网电力缺额分别约为450、350、200万千瓦。安徽今年的电力供应形势也比去年严峻，夏季错峰、避峰 电力负荷总量将达到120万千瓦，拉闸限电将不可避免。福建受水情影响较大，一季度供需紧张，拉限电情况也比较多。
南方电网总体电力缺额大致为500万千瓦，全年电量缺额约为130亿千瓦时。除海南基本平衡外，其他四省(区)的电力供需形势都比较严峻。在负荷高峰的7、8、9月,在考虑适当备用和检修的情况下，广东电网电力缺额大约为 270 万千瓦，广西、云南、贵州的电力缺额大致为60~90万千瓦；在冬季，云南、贵州电网电力缺额将分别达到150、170万千瓦。
2. 电力供需形势比较紧张的电网主要有华北(除山东外)、西北(除陕西外)和华中(除湖北、湖南、江西外)。
华北电网(除山东外)，在夏季高峰负荷时段存在电力缺额。在考虑适当备用的情况下，京津唐、河北南部、山西、蒙西电网电力缺额分别约为80、160、 230、130万千瓦。
西北电网(除陕西外)主要问题是缺少电量。综合全网情况，即使黄河上游来水接近正常年份，西北电网全年仍将缺少电量30亿千瓦时左右。宁夏由于与西北主网联系薄弱，在高峰负荷时段缺少一部分电力，缺额大致为70万千瓦。
华中电网湖北、湖南电力电量基本平衡，其余省份供需形势比较紧张。河南电网夏季高峰负荷时段在考虑60万千瓦的备用情况下，电力缺口约100万千瓦，全年电量缺额80亿千瓦时左右。四川、重庆电网在丰水期、枯水期均存在电力缺额，四川枯水期缺少200万千瓦左右，重庆枯水期缺少30万千瓦左右。江西在考虑必要备用容量的情况下，将有15万千瓦左右的负荷缺额。
3. 电力供需形势较好的地区主要有东北、山东、湖北、江西、海南、陕西、新疆、西藏。
东北电网电力总体平衡，但考虑北电南送网络受阻、水火电机组出力受阻等因素，呈现“南紧北松”局面。辽宁在负荷高峰时段，电力有些紧张，备用率将低于5%。
山东、湖北、江西、陕西尽管在一季度由于电煤、来水问题出现了短时的拉限电情况，但从全年来看，仍属于总体供需形势较好的地区。
三、政策建议
(一) 加大宏观调控力度，促进电力工业健康发展
树立科学发展观，加快电力结构调整，转变电力增长方式，提高电力利用效率， 走一条高效益、低污染、低消耗的新型工业化道路。
1. 在加快电力发展、保证电力供应的同时,注重电源结构、区域结构的调整。新安排的电力项目，在技术结构上，应重点发展高效大型发电机组，扩大水电、核电项目的开工规模，推广建设清洁电源；在区域布局上，应重点增加电力供需紧张且在建规模偏低地区的开工规模。
2．近年来，高耗能行业无序发展，用电效率低下，单位产值能耗上升，加剧了电力紧张程度，这种现象必须得到遏制。应尽快调整完善高耗能行业的发展规划和产业政策，采取必要的经济和行政手段，加强对高耗能行业的宏观调控， 坚决遏制高耗能企业盲目无序发展。首先要清理不符合规划、违反程序、擅自开工的高耗能项目，其次要通过电价调整机制抑制高耗能项目。对于严格执行国家产业政策、符合规划和审批程序建设的项目，应注意保持政策的连续性。
(二) 加快电力建设，保持电源电网协调发展
1. 加快建设一批电源、电网项目，是解决当前电力供应不足的基本手段。要统一规划电源、电网建设项目，适度超前建设电网，切实解决部分地区电网“卡脖子”现象。对前期工作做得好冒符合国家对煤、水、环保、运输和市场要求的电源项目,应简化手续,加快审批进度;对于在建项目,在确保工程质量的前 提下,应力争提前投产。
2. 高度重视电力项目建设无序发展的苗头。根据调查,在目前1.3亿千瓦的在建电源项目中,未经审批已自行开工或自行订购设备的电站项目3000多万千瓦,占在建规模的23%,且多为燃煤小机组。越权审批、违规建设的电力项目,不仅前期工作质量明显下降,建设成本直线上升,而且也解决不了眼前的供需矛盾, 将来集中投产,还会导致电力结构劣化,并形成新一轮的电能过剩。要严格电力建设管理，加大监督检查力度，对有令不行、有禁不止特别是地方或固有企业投资的，要采取必要的措施予以制止。同时，必须加快电力市场建设，充分发挥市场机制调节电源建设、抑制无序局面的作用。
(三) 采取切实措施，加强电力需求侧管理
在新增生产能力有限，现有电力供应能力挖潜余地不大的情况下，如强电力需求侧管理是缓解当前电力供应紧张的有效应对措施。2004年全国将有2000万千瓦以上的电力缺口，通过实施需求侧管理，“削峰填谷”1000 万千瓦左右，能大大缓解紧张局面。做好电力需求侧管理工作，应主要从以下几方面入手:
1. 政府高度重视，加强政策扶持和引导；
2. 充分运用峰谷分时电价和可中断负荷补偿等经济手段，调节电力供求关系；
3. 广泛采用先进技术和设备，实现错峰、避峰和节能；
4. 必要的行政措施，按照“先错峰、后避峰、再限电、最后拉路”的原则，实现有序用电；
5. 正确引导社会舆论，促进形成科学用电、合理用电、节约用电的社会氛围。
(四) 高度重视电力安全问题
由于电力供需矛盾突出，近年来发电企业和电网企业千方百计保证供电，发电机组长期满负荷运行，部分电网在缺少备用容量甚至零备用的情况下压稳定极限运行；电网网架结构薄弱，特别是随着大容量、远距离送电和跨大区电网规模的不断扩大，部分电网设备长期处于满负荷运行状态，设备难以得到有效检修，安全生产压力明显增大，对电力安全造成威胁。目前运行设备故障率上升，非计划停运次数增多等苗头已经显现，电力安全形势严峻。
要进一步严格执行国务院《关于进一步加强安全生产工作的决定》和国务院办公厅《关于加强电力安全工作的通知》精神。电监会已经召开了全国电力安全生产工作会议，研究部署了当前和今后一个时期的电力安全生产工作，明确并落实了责任。电力安全重于泰山，一定要常抓不懈。首先要建立健全电力安全生产法律法规体系，要抓紧修改《电力法》，尽快出台《电力监管条例》，以法律形式尽快明确新体制下电力安全生产的主体和责任。要层层落实电力安全生产责任制，各级政府和电力企业都要共同维护电力系统安全稳定运行，政府在规划电源布局、电网建设时要首先考虑电力安全的要求；企业作为市场主体， 当经济效益与电力安全发生冲突时，企业效益必须服从电力安全。在当前电力供需形势紧张的特殊时期，各级政府都要支持电力企业合理安排设备检修，制定突发事故应急预案，千方百计确保安全供电。
(五) 继续深化电力体制改革
1．尽快理顺电价机制，使价格成为调节电力供求关系的主要杠杆。电力供需紧张形势暴露了现行电价体系的缺陷。在发电环节，上网电价未能与煤炭等原材料价格形成联动机制，增加了发电企业、电网企业的经营风险；在输配环节，输配电价缺位，上网电价上涨挤占电网企业合理利润空间，导致电网企业经营困难，同时，还导致跨区域电能交易成本不确定，影响余缺调剂和电力优化调度，加剧电力紧张局面，在售电环节，电价无法灵活反映对各类用户和各种情况的供电成本，削弱了价格杠杆对用电需求的调节作用。同时，电价政策在一些地区得不到严格执行，少数地方和企业变相压低上网电价的现象时有发生，影响了发电企业增加电力生产的积极性。
在加强监管的前提下，发电、售电环节实行市场定价，输电、配电环节由政府价格主管部门按照“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则定价。为缓解目前用电紧张压力，理顺电价机制可以从四方面入手:一是，在发电侧建立上网电价与发电成本联动的价格机制，缓解电煤价格之争；二是，在售电侧实施灵活的峰谷电价，用价格杠杆引导用户优化电力消费行为；三是， 清理不合理的电价优惠，避免高耗能行业的盲目发展；四是，加快推进输配电价形成机制的改革，尽快出台独立的输配电价。同时，加大电价政策的检查和监督力度，重点查处变相压低上网电价的行为。
2．进一步改革电力项目行政审批制度。必须尽快改革电力项目行政审批制度，以适应完善社会主义市场经济体制和转变政府职能的要求。属于垄断环节的电网建设，要纳入政府监管，在对电网投资行为和投资成本实行严格的政府监控的情况下，适当加大对电网投资的政策支持力度。对竞争性的电源建设项目，政府主要从规划、环保和资质等方面进行管制，项目投资的可行性和 经济性评价，由企业根据市场情况自主判断，自己承担投资后果。
电源建设要着眼于提高发电侧竞争的有效性，在更大范围内和更深层次上开放市场，促进投资结构和投资主体多元化。要实行更为开放的市场准入制度，鼓励非固有企业投资电源建设，通过大量引入非国有资本，从根本上改变固有包办投资存在的竞争低效和无序局面。同时，大力推进固有电力企业的股份制改革，吸引和筹集更多的社会资金投资发电领域。
3．快区域电力市场建设，进一步优化电力资源配置，一是加快推进区域电力市场建设，尤其是要加快东北、华东、南方和华中区域电力市场建设步伐，建
立跨地区电能交易的平台和规则，分发挥区域电力市场在配置资源、调剂余缺、缓解电力紧张方面的作用；二是加快推进区域问联网工程建设，除跨地区电能交易的技术障碍。
