一季度全国电力供需情况分析
2004-05-13 11:16:54
章来源:中国电力企业联合会
今年一季度，我国国民经济继续保持快速增长势头，国内生产总值实现27106亿元，同比增长9.7%。受经济快速增长的拉动，电力供需双双保持高位运行态势，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区电力短缺比较严重。
一、一季度全国电力供需情况分析
（一）全国电力需求情况
一季度，全国全社会用电量4805亿千瓦时，与去年同期相比增长15.7%，总体上延续了去年以来的强劲增长势头。但受去年同期高增长基数及国家宏观调控政策的影响，三次产业及居民生活用电量增速均有所回落。第一产业、第三产业和居民生活用电增速回落比较明显，降幅分别为3.3、6.58和4.8个百分点；第二产业由于工业用电继续强劲增长，用电增速只比去年有0.12个百分点的微小回落。
从各区域的用电量增长情况来看，经济发达的长江、珠江三角洲地区用电量依然保持高速增长，但浙江省由于供应能力严重不足，用电增长受到限制；中西部的宁夏、青海、河南以及内蒙西部等地由于高耗能产业的快速发展用电需求继续快速增长。具体从各省（直辖市、自治区）的用电量情况来看，增速超过全国平均水平的依次为：青海内蒙古、江西、江苏、广东、宁夏、山东、甘肃、四川、海南、福建、河北、安徽和河南。
(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15.7%。大部分地区充分挖掘现有火电机组潜力，火力发电量快速增长，全国火电发电量增长率为17.3%，其中内蒙、福建、江西、湖南、广东等省份的火电发电量增长速度在30%以上，京津唐、湖北、陕西等地区由于电煤供应不足，部分火电机组出力受到影响，火力发电量增长缓慢。
一季度 ，除三峡以外的全国各重点水电厂总来水量比多年同期偏少约一成多，总体呈现“前枯后丰” 和“北丰南枯”的特点。浙江、福建、湖南、广西、云南、贵州等水电比重较大的省份水电减发严重；由于黄河水情好于去年，青海、甘肃、河南等省份水电呈恢复性增长；一季度三峡机组累计发电65.29亿千瓦时，全部计入湖北省的水力发电量，该省水电增长速度为221.4%。
一季度全国发电设备平均利用小时为1313小时，比去年同期增长79小时。火电设备平均利用小时达1512小时，比去年同期增长113小时。火电设备平均利用小时在 1600小时以上的有山西、内蒙、浙江、湖南、广西、重庆、四川、云南、甘肃、青海、宁夏等省份，同比增长超过200小时的有内蒙、浙江、福建、江西、湖南、广东和广西。
（三）网省间电量交易情况
一季度，全国区域间净送电量84.78亿千瓦时，比去年同期增长238.21%。其中，东北净送华北13.6亿千瓦时，同比增长61.14%；华北（阳城电厂）送江苏27.92亿千瓦时，同比增长16.58%；华中净送华东 31.67亿千瓦时，去年同期为华东净送华中3.2亿千瓦时；“三广”直流线路投产以来，华中净送南方11.59 亿千瓦时。南方电网内，西电送广东13.16亿千瓦时，送广西 12.04亿千瓦时，分别比去年同期下降43.98%和6.96%。在电量进出口方面，主要是广东在供香港和澳门 22.8亿千瓦时的同时，从香港购进5.27亿千瓦时，分别比去年同期增长66.08%和3.33%。
针对紧张的电力供需形势，各地采取一系列卓有成效的措施，一定程度上缓解了这一矛盾。但全国仍有24个电网出现拉闸限电现象，与去年同期相比，新增加了8个电网，拉闸限电的范围进一步扩大。其中，浙江、山西、蒙西、河北南网、福建、湖南、四川、宁夏等电网供需矛盾突出，缺电严重。
二、电力供需紧张的主要原因分析
（一） 工业用电量对全社会用电量增长的拉动作用更加明显
全国工业生产持续快速增长大大增加了对电力的需求，对全社会用电量增长的拉动作用更加明显。一季度 工业用电量同比增长17.61%，占全社会用电量的比重为 73.48%，对全社会用电量增长的贡献率高达80.98%。尽管工业用电量总体增速比去年同期下降了0.08个百分点，但占全社会用电量的比重和对全社会用电量增长的贡献率却分别比去年同期提高了1.11和7.75个百分点。黑色金属矿采选业、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 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18.63%，高出轻工业用电增长率4.7个百分点。
（二）电力装机容量增长速度低于用电需求增长速度
由于我国发电装机容量增长速度已经连续几年低于全社会用电量增长速度，造成部分地区电力供应不足。在装机总量短缺的情况下，尽管各地普遍采用提高火电设备利用小时的措施来增加电量供给，但由于一季度火电设备平均利用小时已处于1512小时的高位，受负荷特性限制，继续提高利用小时已经非常困难。一季度，国家电网公司系统和南方电网公司系统各电网最大电力缺口分别达到1700万千瓦和500万千瓦，拉限电损失电量分别为53亿千瓦时和14.7亿千瓦时。
（三）电煤供应不足和来水偏枯影响部分机组出力
受电煤价格及运力的影响，部分火电机组由于“无米下锅”而不得不停止运行或低负荷运行，降低了电力供应能力。一季度，京津唐、安徽、河南、湖北、湖南和陕西等省份缺煤停机情况严重，装机容量富余的山东电网也因为缺煤停机出现了拉闸限电现象。 福建、湖南、广西、云南、贵州、四川、重庆等水电比重较大的省份，在枯水季节水电减发严重，造成电力供应的季节性短缺。
（四）电网建设相对滞后，部分地区存在电网“卡脖子”现象
国家取消了电建基金和供电贴费政策，加之电费拖欠严重，电网建设资金来源锐减。由于所需资本金存在较大缺口，电网建设相对滞后，部分电网的主网架相对薄弱，电网结构不合理，存在输配电网“卡脖子”现象。如东北 -华北联网线路的稳定极限限制了两大区域电网间的交换能力；黑龙江电力外送、山西电网北电南送、江苏南北过江通道等主干线路输电能力不足；浙江、广东等省份的部分城市由于配电网比较薄弱，高峰时段受电能力不足。 电网建设滞后，限制了电网对电力资源的调配能力，造成有的地区窝电，而有的地区缺电的尴尬局面。
三、政策建议
（一）加快建设一批电源、电网项目，解决部分地区电力总量不足的问题
要统一规划电源、电网建设项目， 适度超前建设电网，切实解决部分地区有电送不出的“卡脖子”现象。对前期工作做得好，符合国家对煤、水、环保、运输和市场要求的电源项目，应加快审批进度；对于在建项目，在确保工程质量的前提下，力争提前投产。在加快电力建设的同时，要高度重视电力项目建设无序发展的苗头 ，严格执行《国家发展改革委关于加强电力建设管理，促进电力工业有序健康发展的通知》要求，加大监督检查力度，对继续违反电力建设审批程序，盲目新上电力项目的，要严厉追究有关地区和部门领导的责任。
（二）协调煤电运平衡，建立稳定的电煤市场
目前的煤量、煤运、煤质问题和煤价波动已经一定程度上影响到电力发展和电力企业的安全稳定运行。应抓紧研究建立协调煤质、煤价、煤运的长效机制，进一步加强日常调运工作，强化月度计划管理，对汽运煤、跨路局运输、港口中转等情况进行跟踪和协调；引导和促进大型发电企业与大中型煤炭企业建立长期稳定合作关系，鼓励大型坑口电站实行煤电联营，节约投资、保护环境、避免重复建设；加大力度投资建设一批大型矿井，并适当减少煤炭出口，增加进口。
（三）高度重视高耗能产业无序发展的治理
国家应尽快制定高耗能产业的发展规划和产业政策，采取必要的经济和行政手段，对高耗能工业的发展进行宏观调控，对高耗能工业迅猛发展的势头坚决予以遏制。当然， 要限制的首先是不符合规划、违反程序、擅自开工的高耗能企业，对于严格执行国家产业政策、符合规划和审批程序建设的企业，应当区别对待，保持国家产业政策连续性，不宜一刀切。
（四）采取切实措施，加强电力需求侧管理
国内外的实践经验都表明，实施需求侧管理，通过“削峰填谷”方式削减高峰负荷，可以有效降低高峰时段电力需求，能大大缓解紧张局面。社会各界都要充分认识加强需求侧管理的重要意义，认真贯彻国家发改委和电监会电力需求侧管理经验交流会议精神，全面开展有关工作。在政府的政策扶持和引导下，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；广泛采用先进技术和设备，实现错峰避峰和节能；采取必要的行政措施，按照“先错峰、后避峰、再限电、最后拉路”的原则，实现有序用电；正确引导社会舆论，在全社会树立科学用电、合理用电、节约用电的基本理念。
（五）进一步理顺电价形成机制，使价格成为调节电力供求关系的主要手段
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。为缓解目前的用电紧张压力，尽快在发电侧建立上网电价与发电成本联动的价格机制；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；清理不合理的优惠电价，抑制高耗能产业对电力的需求。
