中电联发布《全国电力供需与经济

2月13日，中电联发布《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2006—2007年度)》o

    报告显示，2006年，全国电力建设速度继续加快，全国电力装机再上新台阶，电网建设取得长足进展，电力供应能力持续增强，电力消费保持快速增长，电力供需紧张形势明显缓解，缺电范围明显缩小，缺电程度明显减轻。

    一、2006年全国电力供需与运行形势分析

    (一)电力供应能力极大增强

    1．发电装机高速增长，总装机规模突破6亿千瓦。

    根据全国电力工业统计快报(2006年)初步统计，2006年全国基建新增投运的发电装机10117万千瓦，其中水电97 1万千瓦，火电9048万千瓦，风电92万千瓦，是历史上电力生产能力增长最快的一年。其中，下半年全国基建新增发电生产能力6876万千瓦，超过历年全年基建新增装机容量规模。电力生产能力的快速增长，是全社会需求仍然旺盛情况下电力供需形势较快趋缓和全国绝大部分地区达到基本平衡的最主要因素。

    截至2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20．3％。其中，水电达到l 2857万千瓦，约占总容量的20．67％，同比增长9．5％；火电达到48405万千瓦，约占总容量的77．82％，同比增长23．7％；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2，03和上升了2．15个百分点。电力工业生产建设的结构性问更加严峻，并且在“十一五”期间随着建设周期短、投资少的火电机组的大量投产，结构问题及由其引起的一系列问题可能更加突出。同时，也应该看到，2006年新能源也以较快的速度发展，并表现出比较好的势头。田湾核电站1号机组虽然已经过满负荷试运行发电，但是未正式投入商业化运行(将于2007年上半年投入商业化运行)，因此未计人2006年发电装机容量统计范围，全国核电装机容量仍然为685万千瓦；风力发电机组装机容量达到187万千瓦，同比增长76．7％；全国在建秸秆发电项目总装机约1 20万千瓦，受火电机组大量投产影响，新能源发电装机占全国总装机的比重略有下降，为1．41％o

    2．发电量保持快速增长，水电发电量增速
放缓、火电发电量增速加快。

    2006年全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长1 3．5％，增速提高了O．32个百分点。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14．70％，同比增长5．1％；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83．17％，同比增长15．3％；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1．92％，同比增长2．4％；风电发电量27亿千瓦时。

    3．发电设备利用小时数向理性区间回归。

    受电力供应能力极大增强影响，2006年，全国发电设备利用小时数延续了自2005年四季度开始的下降趋势，从少有的高位水平在逐步向更加理性、合理的区间回归。2006年全国发电设备累计平均利用小时为5221小时，比上年同期降低203小时。其中，水电设备平均利用小时达3434小时，比上年同期降低230小时；火电设备平均利用小时为5633小时，比上年同期降低233小时，多年以来首次出现火电设备利用小时数与水电设备利用小时数均下降的情况；核电设备平均利用小时为7774小时，比上年同期上升19小时。

    4．电煤供应形势基本平稳，库存不断上升，个别地区供应矛盾依然存在。

    在电力需求稳步增长的同时，煤电运各方积极协调，全国电煤供应形势得到了极大地缓解。从总体上来看，煤炭供应趋缓，铁路运输稳定，下水电煤资源丰富，煤炭供需矛盾继续缓和，电煤库存保持合理水平，为2006年特别是迎峰度夏、备冬储煤期间电煤的安全稳定供应提供了有力保障。电煤价格稳中有升，虽然电煤运量有较大幅度增长，但区域性、时段性运力紧张情况较为突出。2006年，直供电网累计供煤54660万吨，同比增加41 80万吨，增长4．98％，日均供煤149．75万吨，同比增加11．45万吨，增幅8．28％；累计耗煤54795万吨，同比增加5411万吨，日均耗煤1 50．12万吨，同比增加14．82万吨，增幅10．96％；直供电网电煤库存2411万吨，同比下降1 8万吨，比年初增加30万吨，平均库存天数保持在1 5天左右，进人四季度以来略有下降。2006年，全国6000千瓦及以上发电机组耗用原煤114254万吨，电厂供热耗用原煤10524万吨。

    (二)电网输送能力持续增强，资源配置更加合理

    1．电网建设保持较高规模，特高压交直流试验示范工程先后开工。

    2006年，全国电网建设(含电网基建、城乡电网改造和西部农网完善等)完成投资2105．75亿元，同比增长37．98％；全国基建投产220千伏及以上输电线路35 144．7千米，220千伏及以上变电容量1 553 1万千伏安(含换流容量600万千瓦)。1000千伏特高压交流试验示范工程和云南至广东±800千伏特高压直流输电示范工程奠基仪式已分别举行，标志着交、直流特高压试验示范工程建设已拉开帷幕。

    2．西电东送和南北互济能力有所提高。[Page]

    2006年，又有宜华500千伏直流输变电工程等一批西电东送工程投产，西电东送和南北互济能力有所提高。截至2006年底，西电东送三大通道累计已形成3400万千瓦的输送能力。

    3．跨区送电量保持基本稳定，区域间电力电量灵活调剂更加频繁，但跨区送电交易在供需缓和地区的消纳受阻现象已见端倪。

    2006年，受各区域内发电装机快速增长、区域内电力供需平稳能力进一步增加等因素影响，全国跨区域送电量保持基本平稳状态，全年跨区送电量共完成8 10．67亿千瓦时，同比仅增加O．85％。2006年跨区送电体现的特点主要有：一是跨区域送电很好地体现了区域间电力电量交换的灵活性，缓解了因资源结构性缺电或季节气候性缺电造成的部分区域电力供需紧张形势；二是在供需相对缓和地区的跨区送电量减少，新增跨区送电量主要体现在新投产线路引起的跨区送电增加，由此引起的按规划实施跨区送电电量消纳受阻问题应引起有关政府部门和企业的关注。另外，区域内自身电力电量平衡能力增强与跨区资源优化配置之间的相互协调关系及其作用和分工也值得研究。

    4．区域内西电东送电量高速增长，电力资源优化配置和保障作用更加突出。

    5．电力进出口平稳增长吉

    2006年，全国电量进出口完成179．02亿千瓦时，同比增长7．27％。其中，广东送香港108．73亿千瓦时，同比下降O．9％；广东送澳门9．63％亿千瓦时，同比增长1 8 1．72％；广东购香港45．26亿千瓦时，同比增长O．7 1％。云南送越南、广西送越南分别同比增长达到278．12％和1 32．60％。

    (三)电力消费依然强劲，弹性系数依然偏高

    受国民经济平稳快速增长的强劲拉动以及结构调整效果的滞后作用等因素的综合影响，2006年全国电力消费依然保持了快速增长的态势，其增速超出了年初各有关方面的预期。

    1．全社会用电量继续保持快速增长，弹性系数依然偏高。

    2006年，全国全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长l 3．99％，增速比上年同期提高了O．4个百分点。2006年，电力消费弹性系数为1．3 1，与2005年电力消费弹性系数相当，说明两年来我国经济增长与电力消费增长同步，一方面体现了我国经济发展的同时，电力作为清洁、便利的能源在不断提高城乡人民生活质量和水平的作用中居于越来越重要的地位，另一方面也体现了我国工业生产的结构调整、节能降耗的任务依然繁重。

    2．工业用电仍然是拉动电力增长的最主要动力。

    2006年，全国工业用电量为21154亿千瓦时，同比增长14．71％，增速比2005年提高了O．54个百分点；轻、重工业用电量的同比增长分别为11．9％和1 5．4％，增速分别比2005年提高1．8 1％和下降O．14％。工业用电量同比增速仍然高于全社会用电量增速，重工业用电量增速也明显高于轻工业用电量增速。

    3．各地区用电增长的结构差别较大。

    4．用电负荷保持快速增长。

    随着电力供应能力的极大增强，在电力供需紧张情况下被抑制的一部分负荷需求得以释放出来，全国最高用电负荷保持快速增长，但与统调用电量增长率差距已明显缩小。2006年，全国主要电网统调最高用电负荷合计为38575万千瓦，同比增长16．12％；统调用电量为23973亿千瓦时，同比增长1 5．93％，全国主要电网统调最高用电负荷合计增长率比统调用电量增长率高O．19个百分点。

    (四)电力生产输送环节能源利用效率和资源节约能力继续提高

    2006年，全国加快电源结构调整，优化节能环保经济调度，陆续关停凝汽式燃煤小机组和老小燃油机组，加大科学、精细和对标管理实施力度，电力行业节能降耗取得持续进展。2006年全国发电厂用电率5．94％，比2005年提高O．07个百分点，其中水电O．45％，比2005年上升O．01个百分点，火电6．78％，比2005年降低O．02个百分点；全国供电煤耗为366克／千瓦时，比2005年降低4克／千瓦时；电网输电线路损失率比上年减少O．1个百分点，降为7．08％。五大发电集团公司在节能降耗方面的贡献更加突出。据统计，2006年五大发电集团公司供电标准煤耗平均为353克／千瓦时，比全国平均水平低13克／千瓦时。

    (五)全国各地区电力供需形势

    2006年，全国电力供需总体基本平衡，电力供需紧张形势得到明显缓解，但呈现出各区域电力供需的不同特点，特别是区域性、时段性、电源或电网结构性缺电特征更加明显。2006年虽然用电需求仍然比较旺盛，大部分流域水电量严重不足，由于发电生产能力迅速增加，使得电力供应能力增加明显，供需形势比上年同期明显缓和且基本呈现逐月缓和的总趋势，缺电范围明显缩小，缺电程度也明显减轻，拉限电条数和损失电量比上年大幅下降。[Page]

    2006年，华北电网电力供需总体基本平衡，春季和夏季略显紧张，全网统调最高用电负荷达到9646万千瓦，各省网最大负荷均创出新高。东北电网用电市场逐步复苏，用电量增长超过往年。华东区域电力电量需求快速增加，统调最高用电负荷达到10654万千瓦，同比增长24．16％，连续第二年以超过20％以上的速度增长，是我国首个最高用电负荷突破一亿千瓦大关的区域电网。华中电网供需总体基本平衡，冬季和夏季大负荷的1月、7月、8月、12月出现了少量电力缺口，主要是因为华中电网(特别是四川和重庆)在夏季遭遇了历史上罕见的严重旱灾，各大水库来水普遍偏枯，加之部分新机组投产的延迟，以及电煤供应紧张造成缺煤停机，导致全网在2006年的冬、夏季期间出现少量拉限电。西北电网由于年初龙羊峡水库起调水位较高，蓄水量较大，黄河上游水库的调节作用得到较好的发挥。水电发电量增多，西北地区电力供应情况正常，电力电量均有富裕，基本没有出现拉限电情况。南方电网电力供需形势与上年相比逐步趋向缓和，由大范围、持续性缺电转变为局部性、时段性的电力短缺。

    二、2007年全国电力供需形势预测

    2007年，全国电力供需形势将继续缓和，总体基本平衡，部分省份电力略显紧张和部分省份电力富裕的情况将同时存在。预计2007年全社会用电量增长率为12．5％左右，全社会用电量将达到3 1 779亿千瓦时；发电设备利用小时数将继续在合理区间内下降，全年发电设备利用小时数在5000小时左右；全年电力消费弹性系数将在1．25左右。

    预计2007年新投产装机规模将超过9000万千瓦。全国电网投资规模在2500亿元左右，将投产220千伏及以上输电线路近4万千米，220千伏及以上变电容量18000万千伏安左右，投资重点为主要输电网工程及重点城市配网工程。
    
    报告对当前电力工业一些问题提出建议：

    (一)巩固节能减排成果，提高节能减排效益。报告建议，加快依法节能减排的步伐；积极落实各项政策；加快贯彻执行关停小火电的规定和积极推进节能调度；严格执法管理，尤其是加强对火电厂脱硫设施的监督管理；电力企业一定要充分考虑经济、环保、节能之间的关系，在达标的前提下，优化治理和节能方案优化运行；要健全能源消耗和主要污染物排放总量的指标体系、监测体系和考核体系。加快建立科学的能源统计体系，加强能源生产、流通和消费的基础统计工作，完善报表制度，搞好抽样调查，为监测考核各地区、各行业能耗水平提供科学依据。

    (二)加强电煤价格监控，完善煤电衔接机制。建议政府有关部门，一方面要加强对各地区电煤市场和流通、运输环节的监管，密切监控华中、南方等地区和新投产机组较为集中地区的电煤供应形势和库存状况，增加这些地区的电煤运力。另一方面，要采取有效措施控制电煤价格继续上涨，为电力企业创造良好的经营环境。对政策性规定导致煤炭完全成本刚性上涨和供需双方协商一致后而引起的电煤价格上涨，要尽早安排有关部门、协会，为实施新一轮煤电价格联动方案及时做好精细的测算工作。随着电煤价格市场化的逐步实施，条件成熟时政府价格主管部门可以适时组织研究以煤电联动为主、同时充分兼顾脱硫、运价、油价、水电和可再生能源以及电网发展的电价调整机制。

    (三)研究上网电价定价机制，促进发电设备利用小时的合理回归。建议电力企业在做好电力供需分析的基础上，合理调整电源建设速度和投产规模。同时要认真做好电费回收工作，加快回收电费资金，合理配置长短期贷款比例，把负债率降低到合理水平，努力降低企业财务风险和经营风险。同时建议政府价格主管部门适时研究发电上网电价定价机制。

    (四)加强电网建设，提高区域内电力电量互济能力和城乡配网供电能力。建议有关政府部门及行业企业高度重视电网建设及运行问题，加快区域和省级输电网架建设，提高资源综合利用效率和区域间省间电力电量的交换和相互支援，进一步发挥大电网在备用、电力电量互济、水火互补等方面的作用。加快研究电网与电源协调发展的比例关系，保持电源与电网、输电与配电的协调同步发展，实现电力的适度超前发展。建议近几年电网建设和改造适时适度向合法的新增发电项目送出工程、电力负荷中心受端地区的电网建设、跨区电网及城乡配电网等倾斜，以保证电力“送得出、落得下、用得上”。

    (五)进一步加强和改进电力需求侧管理工作。一是通过改进发电调度方式等多种措施实现国家节能降耗目标。二是完善差别电价配套政策，确保差别电价政策执行到位，防止高耗能抬头。