上半年全国电力供需情况及全年走势分析报告
今年以来，电力系统各单位认真贯彻中央经济工作会议精神和加强宏观调控的各项政策措施，按照《国务院办公厅关于做好电力迎峰度夏工作的通知》要求，努力增加电力供应，高度重视安全生产，合理安排有序用电，为缓解供电紧张局面做出了积极贡献。
一、上半年全国电力供需情况
今年上半年，全国电力需求继续强劲增长。一季度全国有24个省级电网出现拉闸限电现象，其中，浙江、江苏、山西、贵州等地缺电尤其严重。进入二季度以来，没有增加新的拉闸限电省份，但电力供需形势已经从去年的总体偏紧发展成为大范围的缺电，呈现地区范围广、持续时间长的特点。
(一)全国电力需求情况
预计上半年全国全社会用电量将达到9960亿千瓦时，同比增长16%。其中，第一产业用电量285亿千瓦时，同比增长25%；第二产业用电量7510亿千瓦时，同比增长17.5%；第三产业用电量1093亿千瓦时，同比增长14.3%；城乡居民生活用电量1072亿千瓦时，同比增长8.5%。
从行业用电看，工业用电量尤其是重工业用电量对全社会用电量增长的拉动作用更加明显。黑色金属冶炼压延加工业、有色金属冶炼压延加工业、机械工业和交通运输电气电子设备制造业等重工业行业的用电量增长率均超过 20%，推动重工业用电增长率高达18.62%，高出轻工业用电增长率3.21个百分点。高耗能行业仍然是用电需求高速增长的主要推动力量。
从区域用电看，经济发达的长江、珠江三角洲地区用电量继续保持高速增长，浙江、上海等省市由于供应能力严重不足，用电增长受到限制；宁夏、青海和内蒙西部等地由于高耗能行业快速发展，用电需求继续高速增长；京津唐电网供需历势日趋紧张，北京在夏季高峰到来之前，已经采取了多种准备措施，力争做到限电不拉闸。
全国大部分电网负荷率持续增加，使电网移峰填谷的能力受到限制。山西、浙江的日最高负荷率分别达到了98.99%和97.8%，多数电网日均负荷率均超过了85%。
(二) 全国电力供应情况
为增加电力供应能力，缓解供需紧张，各单位在确保工程建 设质量的前提下，抓紧建成投产了一批电力项目。截止5月末，全国发电设备装机容量突破4亿千瓦。6月6日，三广直流工程提前投产，为三峡电力及时可靠送入广东电网提供了条件。
全国大部分地区充分挖掘现有发电设备潜力，发电量快速增长 ,6月11 日全国统调日发电量达到59.67亿千瓦时，超过了去年的最高值58.72亿千瓦时。
上半年全国火电设备平均利用小时达2900小时，比去年同期增长120小时，火力发电量同比增长16.6% 。福建、江西、湖南和宁夏等省份的火电发电量增速超过30%。全国只有北京、上海、重庆和青海增长率低于5%，四川与去年同期基本持平，天津则比去年同期有所下降。
今年以来，西北、华东及华中电网南部的大部分水库蓄水不足。华东电网水库水位接近历史同期最低水平，水电出力严重不足，浙江、安徽、福建等省份水电发电量大幅下降。华中电网近期来水增多，水电出力有所增加，但去冬今春来水偏枯，水库持续保持在低水位，目前蓄水量总体仍显不足。西北电网尽管黄河上游水情好于去年，青海、甘肃等省份水电呈恢复性增长，但黄河梯级水库的运行形势仍不容乐观。
(二) 全国电力安全生产情况
上半年我国电力安全生产形势总体平稳，没有发生特、重大人身伤亡事故，没有发生特、重大设备事故及电网大面积停电事故。
二、当前电力工业运行中存在的突出问题
电力系统各单位全力以赴保供电，保安全，做了大量的卓有成效的工作， 但当前也面临着一些突出问题，这些问题如果得不到尽快妥善解决，不仅会影响电力供应，而且势必会进一步加剧电力供需矛盾，影响电力工业和国民经济的健康发展。
(一) 电煤供应不足，质量下降，价格上升
2004年直供电厂实际需煤量约6亿吨，重点订货量仅有2.8亿吨，电煤重点订货量严重不足；铁路运力紧张，社会请车满足率不足40%；治理公路超载，规范了市场秩序，但同时也降低了运输能力；电煤价格和煤炭市场价格价差进一步拉大型市场价平均高出电煤价40元/吨，最高超出100元/吨,部分地方政府限制本省煤炭出省，今年以来，山东、河南、安徽、贵州等省份都先后以行政指令方式，要求煤炭企业优先保证本省的电煤供应,这在一定程度上影响了全国电煤市场的供需平衡，加剧了电煤紧张。
在电煤供不应求的情况下，电煤热值降低，灰份上升，质量明显下降，锅炉灭火、机组非计划停运等事故比以前增多，影响火电机组正常出力。
(二) 电费拖欠严重
根据各电力公司上报的数字计算，截止5月底，两大电网公司和五大发电集团应收电费余额累计高达545.41 亿元。其中，两大电网公司累计达307亿元，五大发电集团累计达238.41亿元。
国家电网公司应收电费余额 237 亿元，南方电网公司应收电费余额70 亿元。欠费的行业主要集中在冶金、化工、煤炭、有色和建材等行业，欠费占总欠费的比例超过70%。随着经济结构调整的不断深入，企业破产、重组、关停的数量不断增加，电费回收面临的压力和风险越来越大。
在用户拖欠电网企业电费的同时，电网企业迫于资金压力，不得不将部分风险转移给上游的发电企业。五大发电集团应收电费余额分别为：华能 29.53 亿元，大唐71.13亿元，华电23.18亿元，国电50.88亿元，中电投61.69亿元。
(三) 发电企业环保排污缴费负担沉重
在电力供需紧张的情况下，发电企业以大局为重，努力提高火力发电设备利用小时，增加发电量。发电量的增加消耗了更多的原煤，增加了二氧化硫的排放量。虽然发电企业考虑到排污收费的压力，开始进行现有电厂的脱硫规划和前期工作，但由于脱硫设施投入巨大，从前期准备到投运也需要较长时间，短期内难以通过脱硫来实现减少污染物排放的目的，目前还只能承担巨额的排污罚款，发电企业负担加重。华电反映，仅此一项，公司系统全年将增加亏损 2亿元左右。
(四) 电网网架结构薄弱
随着“三常”“三广”直流输电工程陆续投入运行，我国跨区电网规模不断扩大，跨区送电功率不断增加。由于跨区电网处于发展阶段，网架结构还比较薄弱，设备刚投产就面临大功率输电考验，运行不稳定，缺陷较多，需要经历调试磨合消缺时期；区域电网和省网网架结构也比较薄弱，普遍存在单交单线、电磁环网、输电断面“卡脖子”等问题；城市负荷中心和受端系统支撑薄弱，电压稳定问题突出。
(五) 需求例管理缺乏必要的政策措施
目前需求侧管理缺乏必要的政策支持，主要依靠行政手段进行错峰用电和计划用电，电价杠杆作用没有得到充分发挥，缺乏经济补偿政策和相应机制； 对错峰用户不执行错峰用电和计划用电，供电部门缺少制约办法；同时，由于电网结构原因和负荷管理技术支持手段不足，节能节电、移峰填谷产品和技术应用较少，拉路限电现象比较严重。
(六) 电力安全生产形势严峻
当前电力安全生产形势不容乐观。由于电网长期压稳定极限运行，电厂长期满负荷运行，增加了事故隐患，上半年虽然没有发生大的事故，但小事故比去年同期有所增加，给电力安全敲响了警钟；电力设施遭受外力破坏引起事故上升；窃电情况比较突出。
三、全年电力供需走势分析
(一) 电力需求预测
当前，我国经济继续保持高速增长，电力供需形势仍趋紧张，而且变数不断增加，情况较为复杂。考虑到国家对钢铁、电解铝、水泥等高耗能行业过热发展加强调控、实行差别电价政策和加强需求侧管理等因素，预计全年电力需求增幅将会有所回落，全国用电量增长速度为12%左右，用电量将达到 21000亿千瓦时左右。其中，华东、南方地区用电增长仍将明显高于全国平均水平，东北地区增长相对较慢。
(二) 电力供应预测
根据年度电源项目安排测算，预计2004年全国新增大中型发电装机 3731万千瓦，其中水电763万千瓦，火电2795万千瓦，其他174万千瓦。年底总装机将达到42870万千瓦，同比增长9.5%。如考虑小型自备及计划外装机，全国新增发电装机将实际超过4000万千瓦。
(三) 供需平衡分析
尽管全年电力供应能力将比去年有较大幅度的增加，但相对于较快的电力需求增长，电力供应仍显不足 ,2004年全国电力供需形势将会更加严峻。这一判断主要基于:
1 、今年新机组投产主要集中在下半年，上半年仅能投产全年计划的二分之一 (1-5月份已投产876万千瓦)，投产比重较小，投产地区与供需矛盾还存在一定的不对称性，对今年的迎峰度夏作用比较有限。
2 、通过提高设备利用率来增加电力供给已相当困难。2003年全国火电设备平均利用小时已达5767小时，有十个省份超过 6000 小时，贵州甚至超过7000 小时；今年上半年达到2900小时，比去年同期增长120小时。受负荷特性限制，设备挖潜空间已经十分有限。
3 、机组出力还受到水库来水和煤炭供应等不确定性因素的影响。今年水库来水与往年平均水平相比总体偏枯，电煤供应也不容乐观，很多不缺容量的地区由于缺煤少水导致机组停运，造成拉限电。
4 、全国各地用电需求普遍增长较快，电力富余地区比上年有所减少。
综合考虑以上因素，根据夏季用电高峰时期的负荷变化特性，以及目前电力增长态势和电网拉限电情况，预计今年夏季高峰时段最大电力供需缺口将超过3000万千瓦。其中，华东电网最高负荷将达8710万千瓦，在考虑接受区外来电和电网备用的情况下，电力供应缺口1800万千瓦；华北电网(不含山东) 最高负荷将达4600万千瓦，电力供应缺口490万千瓦；华中电网最高负荷将达5425万千瓦，电力供应缺口385 万千瓦；南方电网最高负荷将达4700万千瓦，电力供应缺口500万千瓦；西北电网电力供需总体平衡，电量略有短缺，受黄河来水影响较大；东北电网电力供需保持平衡略有富余，下半年辽宁可能会比较紧张。
四、政策建议
确保安全、可靠、充足的电力供应，是当前电力工业面临的首要任务。根据远近结合的原则，除了加快电力项目建设以外，当前围绕迎峰度夏，要着重抓好以下工作:
(一) 加大协调力度，保证电煤供应
首先要加大电煤供应的协调力度，保证电煤库存量，确保迎峰度夏期间的发电用煤。要严格执行国家有关规定，煤炭企业要履行电煤合同并保证优先供货，铁路、交通部门要优先保证电煤运输。与此同时，要从国民经济安全和可持续发展的高度，用改革的思路，对煤电运平衡的战略问题开展研究，建立协调煤电运平衡的常态机制。鼓励有条件的发电企业参与煤炭资源的投资开 发。在沿海地区，还应当鼓励发电企业进口一些煤炭。
(二) 采取有效措施，加强电力需求例管理
各地要认真执行国家发改委和电监会联合下发的《关于加强电力需求侧管理的指导意见》，制定并完善电力需求侧管理措施和应急预案。要尽快出台相关政策措施，建立需求侧管理工作的长效机制。当前可以重点考虑的政策措施主要有：建立需求侧管理专项资金，明确错峰用电经济补偿政策，完善负荷管理技术支持手段，大力推广节能节电和移峰填谷产品及技术应用。
(三) 优化调度，促进跨地区电能交易
进一步优化电力调度，促进跨大区、跨省电能交易。要认真 执行电监会会同电网企业制定的《跨区跨省电力优化调度暂行规则》，严格执行送受电合同，充分运用价格杠杆，积极开展短期交易，如快推进区域间联网工程建设，充分发挥跨区跨省互供电量的调剂余缺作用。
(四) 切实加强电力安全生产工作
进一步加强电力安全生产管理，确保电力系统安全稳定运行。要维护电网统一调度的权威，进一步加强调皮管理；认真开展迎峰度夏的安全检查，全面落实各项电力安全生产措施；切实做好事故应急处理预案；保证电网留有必要的旋转备用和事故备用；加强重点设备的运行监视和维护，完善常态机制；严厉打击各种破坏电力设施的行为。
(五) 集中清理整顿电费拖欠现象
开展专项整治行动，集中清理整顿电费拖欠现象，及时化解电力企业经营风险。改变“先用电、后交钱”的传统用电观念，树立电力是商品的观念，减少陈欠，杜绝新欠。加大打击力度，对恶意拖欠电费的单位和个人，必要时要公开曝光，依法处罚；规范电网企业与发电企业之间的电费结算行为，防止电网企业利用其单一买方优势强行将欠费风险全部转嫁给发电企业。
(六) 充分发挥电力监管机构的作用
抓紧制定出台“电力监管条例”维护电力工业正常秩序，保证电力监管有法可依；加快推进电力监管组织体系建设，加强电力安全监管、电力市场监管和电价监管，保证电力工业有序运行；加快培育和建设区域电力市场，充分发挥市场机制在调节电力供需、缓解电力紧张方面的基础性作用。
