今年前三季度电力运行情况及全年形势分析报告
今年以来，电力行业认真贯彻落实党中央、国务院关于做好电力供应工作的一系列重要指示精神，以科学发展观为指导，积极落实国家宏观调控措施，确保安全供电 ,顺利完成迎峰度夏，基本保证了经济和社会发展对电力的需求。
一、前三季度电力运行情况
1. 前三季度基本情况
据统计，1-8月，全国新增发电装机容量约2000万千瓦，总容量达到4.1亿千瓦。全国共完成发电量13748.4亿千瓦时，比去年同期增长14.8%,其中火电11478.4亿千瓦时，同比增长14.7%；水电1926亿千瓦时，同比增长l4.3%；核电320.2亿千瓦时，同比增长18.8%。
发电量的高速增长主要依靠发电设备利用小时的提高。l-8月，全国发电设备利用小时达到3625小时，比去年同期提高158小时， 其中火电设备平均利用小时3998小时，同比提高186小时，内蒙古、福建、广西和重庆等省份同比提高超过500小时。
1-8月 ,全社会用电量13878.7亿千瓦时，比去年同期增长14.9%，继续保持高速增长态势。其中，第一产业用电量398.5亿千瓦时，同比增长0.8%；第二产业用电量10373.3亿千瓦时，同比增长 16.4%；第三产业用电量1575.2亿千瓦时，同比增长16%；城乡居民生活用电量1529.8亿千瓦时，同比增长 8.5% 。
1-8月，全国工业用电量同比增长16.4%，黑色金属矿采选业、黑色金属冶炼压延加工业和交通运输设备制造业等行业的用电量增长率在20%以上，推动重工业用电增长率高达17%，高出轻工业用电增长率2.9个百分点。随着国家宏观调控逐步到位，工业生产增速逐步趋缓 ,用电增速呈现逐步下降趋势 ,工业增加值和工业用电量同比增速分别从一季度末的19.4%和16.7%下降到8月底的15.9%和 15.2%。
2. 迎峰度夏情况
针对今年电力供需矛盾的严峻形势，各有关部门认真贯彻落实党中央、国务院和中央领导同志关于做好电力供应的指示精神, 煤炭、铁路、交通等部门紧密配合，电力系统千方百计增加电力供应，确保了电力安全稳定运行，顺利完成迎峰度夏。
自年初以来，全国先后有24个省级电网出现拉闸限电现象， 迎峰度夏期间全国最大电力缺口超过3000万千瓦。华东电网统调最高用电负荷6923万千瓦，在采取了一系列限电措施的情况下，仍比上年增长311万千瓦，电力缺口高达1900万千瓦，浙江、江苏缺电程度为全国之最。南方电网最高用电负荷4607万千瓦，比上年增长 756万千瓦，除海南外其他省区均实行了错峰用电。华北电网统调最高用电负荷6235万千瓦，较上年增长487万千瓦，山西和蒙西地区供需最为紧张，京津唐地区平衡偏紧。华中电网最高用电负荷5174万千瓦，总体略显紧张，湖北拉限电情况较为严重。西北电网最高用电负荷1931万千瓦，宁夏、青海、甘肃和陕西均出现了不同程度的拉限电。东北电网最高用电负荷2669万千瓦，总体略显富余。
电力需求创管理在今年迫峰度夏工作中发挥了重要作用。通 过采取需求侧管理措施，全国转移高峰负荷1792万千瓦，平均负荷率提高了2个百分点。
3. 宏观调控措施贯彻执行情况
按照《国务院办公厅关于清理固定资产投资项目的通知》要 求电力系统各单位成立了清理领导小组，认真开展清理固定资产投资项目工作，重点对在建和拟建项目进行自查，同时配合地方政府全面开展清理工作。从检查结果来看 ,中央电力企业的固定资产投资行为总体比较规范，但也存在少数工程未能及时履行有关手续、提前开工建设的现象。一些地方政府和社会资金存在违规建设问题。清理工作进一步规范了电力行业投资行为，促进了电力建设有序发展。
今年国家采取了清理不合理优惠电价、进行电价调整等宏观 调控措施，目前大部分省份已经执行到位。本次国家重点调控钢 铁、电解铝和水泥行业，其所属的黑色金属、有色金属加工业和建材业三者合计占工业用电30%左右，用电增速分别从一季度末的 29.1%、21.9%和20.7%下降到8月底的23.4%、18.8%和 17.1%，表明国家宏观调控已经开始抑制高耗电行业用电需求。
二、当前电力工业存在的主要问题
今年的迎峰度夏工作已经顺利结束，但影响电力供应的一些突出问题依然存在，必须引起高度重视。
1. 电煤供应紧张问题尚未根本解决
上半年电煤供应紧张一度成为制约电力供应的重要因素，夏季高峰来临之前，经过铁路和交适部门紧急组织调运，各电网电煤库存达到了合理水平。经过迎峰度夏期间持续高负荷的电力生产 , 部分电厂的电煤库存问题再次突显。今年以来，电煤计划内价格和计划外价格全面上涨，煤炭质量下降，单位供电煤耗一改多年持续下降的局面开始上升。据初步预计，2005年新增发电装机80%以上是燃煤机组将增加电煤需求近1亿吨。在即将到来的冬季用电高峰和明年迎峰度夏期间 ,电煤的价格、质量、数量和运力保障都将影响电力供应。
2. 电费拖欠严重
电网企业电费回收困难，电费被拖欠现象严重。据国家电网公司统计，该系统应收电费余额高达239亿元，欠费的行业主要集中在冶金、化工、煤炭、有色和建材等行业。在用户拖欠电网企业电费的同时五大发电集团被电网企业和其他客户拖欠的电热费余额合计为260.7亿元，其中，华能24.2亿元，大唐76.4亿元，华电69亿元 ,国电21.8亿元，中电投69.2亿元。电热费拖欠严重，新欠费用不断发生，影响电力企业的正常生产与经营。
3. 电源电网发展缺乏协调机制
当前，电源在建规模大、建设速度快，电网建设滞后于电源建设的趋势进一步拉大。改革后厂网协调机制尚未建立，电力项目建设程序也发生变化 ,导致许多电厂接入系统的电网配套工程不能及时落实，很难保证在电源项目投产时同步送出。同时 ,电网项目建设的外部条件恶化，一些输变电项目建设其他费用超过本体投资，造成输交电造价控制困难，影响了电网项目建设。
4. 环保问题日突出
火力发电设备利用小时提高，增加了二氧化硫的排放量，对大气的污染程度加重。目前我国尚未出台环保排污折价标准及相应的电价制度，缺乏引导电力企业努力减少污染排放的机制，虽然发电企业考虑到排污收费的压力，开始进行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，短期内还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。
5. 电力安全生产形势不容乐观
今年以来，电力系统狠抓电力安全生产工作，电力行业安全生产形势总体平稳，但也存在许多隐患，主要表现在：盗窃、山火等外力破坏电力设施的现象日益严重，已成为影响电网安全稳定运行的主要因素；入夏以来，洪水、泥石流、台风等自然灾害对电力设施的破坏事故时有发生；机组长期满负荷运行，使得发电设备健康水平下降。
6. 电价政策没有完全落实到位
国家调整电价的政策在全国大部分地区已经落实，但一些地方政府对电价执行干预较大，部分地区依然对高耗能工业用电变相降价。峰谷电价、丰枯电价等电价制度，原本是加强需求侧管理的重要措施，但却被少数电力企业当作变相压低上网电价的一种手段,人为减少发电企业合法收益。
7. 需求侧管理还缺乏相关的配套政策
需求侧管理，面临资金、技术、信息等诸多障碍。由于没有出台相应的经济激励政策，电力企业投资需求例管理项目缺乏内在动力。
三、今年四季度及 2005 年电力供需形势分析与预测
1. 四季度供需形势分析与预测
最新的统计调查表明，2004年全国新增发电装机可能达到4100 万千瓦左右，年底总装机将达到4.3亿千瓦，同比增长10.7% 。
四季度工业生产的整体增速将继续趋缓，高耗能行业的整顿 将进一步深入，同时考虑到国家电价政策的逐步落实以及受去年四季度用电量增长基数较高影响，四季度用电需求将会较前三个季度有所回落，预计全年用电量增速约在14%左右。
2004年四季度，华东电网仍将是全国电力供需紧张的重点地区， 浙江、江苏的持续性缺电局面仍将延续。华北电网的用电紧张状况得到缓解，但山西、蒙西地区仍然比较紧张。南方电网电力电量依然存在一定的缺口，高峰时段还需采取计划用电和错峰用电措施。华中和西北电网水电比重相对较大，在今冬明春的枯水期可能较为紧张。东北电网供需总体基本平衡。
2. 2005年供需形势分析与预测
2005年国家宏观调控措施成效将会更加明显，钢铁、建材、有色和化工筝高耗能行业的发展速度有可能进一步回落，国民经济对电力需求的增长逐步减缓。根据结转规模和实际建设进度，预计2005年的新增装机容量可能接近5000万千瓦，电力供应能力明显提高。总体而言，华东电网依然是相对最为紧张的地区，但紧张程度将有所减弱；华北、华中、南方基本处于平衡偏紧状态，部分地区可能会出现局部性、时段性缺电；西北、东北将保持基本平衡，局部地区可能平衡偏紧。电煤、来水、气温仍将是电力供应预测的主要不确定因素。
四、政策建议上
1．认真贯彻落实国家宏观调控政策，坚决防止低效用电需求反弹
继续贯彻落实国家宏观调控政策，切实加强对高耗能行业用电的整顿力度。从长远来看，我国高耗能行业需要产业政策和发展规划的引导。目前，一方面要在取得现有的阶段性成果的基础上，采取切实有效的措施，防止高耗能产业反弹，减轻由此造成的用电效率低下、单位能耗上升、电力供需矛盾加剧的状况。另一方面，要通过国家宏观调控措施，建立健全市场机制，引导和规范高耗能行业的有序发展。
2．加强电力行业规划，促进电源、电网协调发展
加快建设电源、电网项目是解决电力总量不足的根本手段，电力生产发、供、用瞬间同时完成的特性决定了两者必须协调发展。应尽快统一规划电源、电网建设项目，通过规划引导电力企业的投资行为。适度超前建设电网，切实解决目前部分地区有电送不出的“卡脖子”现象。地方政府应把电网建设项目纳入当地的发展规划，为电网建设项目的征地、线路走廊留出必要的空间，同时在拆迁赔偿、建设施工中给予支持。
要继续重视电力建设项目无序发展的问题，对越权审批，违规建设的项目要加大监督检查力度。
3．进一步做好电力安全生产工作
加强电力安全监管，严格词度运行管理，严肃调度纪律，确保电力系统安全稳定运行。制订保电措施，完善突发事件、生产事故的应急预案。加大基建安全管理力度，加强对基建安全的监督。加大依法查处和打击盗窃、破坏电力设施的违法行为。加强宣传教育工作，让全社会广泛参与和关注电力设施保护工作，为安全供电创造良好的外部环境。
4. 建立长效机制，促进电煤稳定供应
加大协调力度，保证电煤充足供应，加快研究出台煤电价格联动机制；在采购环节加强电煤质量控制，保障友电机组安全稳定运行；煤炭企业和发电企业要以大局为重，加强沟通、增进理解，建立良好的合作关系，打造煤炭供应产业链；鼓励有条件的发电企业参与煤炭资源的投资开发，充分利用国内国际两个市场、两种资源，实施“走出去”战略，开发利用境外煤炭资源。
5. 继续深化电力体制改革
加快实施电价改革，研究按供求关系决定电价的机制。结合区域电力市场建设进程，有步骤地加快试行竞价上网，及时出台独立的输配电价定价办法。落实国务院批准的电价疏导方案，加大销售电价的结构性调整，实行差别电价和峰谷电价，建立规范的销售电价与上网电价联动机制。逐步放开对非特定用户销售电价的直接控制，选择少数地区和企业，积极稳妥地开展发电企业与大用户直接交易的试点。改革电力投融资管理体制，提高发电侧竞争的充分性和有序性，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。
建立有效的监管制度，加强电力监管。抓紧出台《电力监管条例》，保证电力监管有法可依；加快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；提高电力市场透明度，建立健全信息公开制度，努力营造公平竞争的良好氛围。
