2003年春季电力市场分析报告中心

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近年来，在国家各项经济政策的带动下，国民经济进入了较快的发展时期，工业企业效益逐步改善，电力需求持续高速增长。全国电力供需形势从“九五”末期电力供应略有剩余转变为总体平衡，部分电供应紧张、高峰时段局部拉限电。

一、今年一季度电力供需趋紧，16个省（市、区）电出现拉限电

2003年一季度GDP增长9.9％，比去年同期快了2.3个百分点。受此影响，一季度用电量继续保持旺盛增长，全国用电量完成4124.4亿千瓦时，比去年同期增长17.2％，其中城乡居民生活用电增长15.36％；第三产业用电同比增长19.5％；乡镇工业增长迅猛，增长高达36.1％；轻、重工业齐头并进，分别增长20.2％和17％；制造业增长18.9％。浙江、内蒙古、江苏、宁夏、河南、山西、湖南和上海等八省（市、区）增长超过20％，充分反映了东部地区民营经济快速增长和中西部高耗电行业快速增长的生产力发展布局态势；东北地区用电有了恢复性增长，达11.2％。统调电用电负荷持续高速增长，不均衡加剧，华北电最高负荷同比增长14.88％，而河北南仅增长5.24％；南方电用电负荷增长21.41％，贵州仅为0.05％。

根据中电联统计快报，一季度全国发电量完成4088.8亿千瓦时，同比增长16.0％，其中水电增长6.1％。发电设备累计平均利用小时数为1232小时，同比增加113小时，其中火电1396小时，同比增加130小时，其增长态势将超过2002年。大部分电最高用电负荷出现在夏季，少数电负荷出现在冬季。在去年出现12个省（市、区）电拉限电的情况下，受黄河来水持续偏枯、电煤供应不足和临时停机检修影响，西北甘肃、宁夏和青海电出现了拉限电，另加云南电，共有16个省（市、区）电在一季度就出现了拉限电，呈现了比2002年更为紧张的供电形势。

二、2003年电力供需平衡总体偏紧，季节性、区域性和随机性拉限电幅度进一步扩大

宏观上判断，影响2003年电力需求与供应的主要因素有以下几方面：

一是高耗电行业未来发展趋势。我国经济正处于快速发展阶段，大量基础设施的建设、住宅体制改革的深入，尤其是随着西部开发战略的整体推进，对各种冶金材料及机械、金属加工等产品的需求量都非常可观。综合分析，我国钢材和电解铝及相关产品生产量将保持快速增长，从而带动相关行业电力需求高速增长。预计2003年我国金属冶炼及压延工业用电量将达2400～2500亿千瓦时。

二是气象条件的变化。如酷暑和严寒对夏季和冬季最高负荷的增长影响很大，是造成时段性、季节性缺电的主要原因；而在水电装机比重较大的地区，降雨及主要河流的来水情况直接影响其电力需求。

三是电价。随着市场经济的发展，价格与需求的关系越来越密切，电价的变化很大程度上促进和制约着电力的需求。对高耗能企业的优惠政策在今年是否调整和何时调整，决定了高耗能行业用电是否增长和增长多少的关键性因素。是否和何时出台峰谷、丰枯分时电价，以及相互间的价差，决定了用电负荷的增长和负荷特性的变化。

四是伊拉克战争。伊拉克战争目前已基本结束，总的来看，这场战争对我国电力需求增长近期影响不大。

五是“非典”疫情。随着“非典”疫情的迅速蔓延，人们心理和生活习惯发生了较大变化，一些大型国际商务往来被迫取消或推迟，严重影响旅游、服务业等相关产业，工业和外贸出口以及引进外资等也将受到一定的影响，甚至对企业正常生产活动也会带来一定影响。初步分析，若“非典”在未来2～3个月内得到有效控制的话，其对中国2003年经济的负面影响预计在0.4～1个百分点，相应对2003年全国用电增长的影响预计在0.5～1.2个百分点。

六是经济走势。从一季度经济运行情况来看，工业生产、投资、出口持续快速增长，居民消费价格指数摆脱14个月以来下降的趋势，表明我国经济增长的内在动力正逐渐加强。充分考虑影响我国经济增长各主要因素后，预计2003年我国经济增长速度将低于2002年，GDP增长速度将在7％～7.5％。

在对以上影响今年电力需求的各种因素进行综合分析的基础上，总体判断全社会用电量增长势头可能较上年减缓，呈现“前高后低”，预计全年用电量将达到17840亿千瓦时左右，同比增长8.9％左右，净增1450亿千瓦时左右；负荷增长继续普遍高于电量增长。

根据在建项目建设进度，预计2003年投产将达近2100万千瓦，即使考虑部分计划外和地方小机组投产，要满足净增用电需求尚差500万千瓦以上的发电装机。预计全国平均发电设备利用小时将接近5000小时，而火电机组利用小时将接近5500小时左右。再加今年一季度末龙羊峡、二滩、丰满等几个大水电站水库水位都接近死水位，以及部分电厂至今电煤计划尚未落实，因此，2003年全国电力供需形势即使需求按8.9％的增长，也将是可以概括为：全国电力供需平衡继续总体偏紧，季节性、区域性和随机性拉限电幅度进一步扩大。

可能出现拉限电的电有：

华北电：电力供需平衡总体继续偏紧，其中京津唐电基本平衡略显紧张；河北南继续拉限电仍将继续，在出现异常干旱天气情况下，缺电情况将进一步会恶化；山西电缺电情况将更为严重进一步加剧，拉限电范围扩大；蒙西电拉限电继续存在。

华东电：装机缺口较大，考虑区外送入和必要的旋转备用，夏季高峰时段拉限电在所难免。

华中电：全电力供需基本平衡，但河南电受电价和电制约，继续拉限电；若缺水少煤，特别是葛洲坝水电站今年受三峡水电站影响，发电出力可能大为减少，都使湖北和湖南电夏季高温季节和冬季枯水期的供求矛盾加剧，可能出现随机性拉限电，江西仍有富裕。四川电供需紧张局面进一步加剧，电力电量均有一定缺口（主要在枯水期），汛期尚有富余电量可以外送。重庆电拉限电在所难免，由主要缺电力变为电力电量均有一定缺口。

西北电：黄河水来水情况对本地区的电力供需形势起决定作用。另外，若煤炭供应问题不能很好解决，全优化调度无法实现，甘、青、宁三省（区）电可能再次出现拉限电。

三、2004和2005年电力市场分析预测

预计明后两年GDP增长继续保持在7％～8％，受经济增长方式转变步伐的快慢、国际经济环境变化的不确定性等因素的影响，电力需求增长会随着经济增长的波动出现下调。

综合分析，2004年全社会用电量预计达到19000～19380亿千瓦时，同比增长6.5％～8.6％；推荐值为19240亿千瓦时左右，增长7.8％左右，净增用电量1400亿千瓦时左右。2005年全社会用电量预计达到20000～20900亿千瓦时，同比增长5.3％～7.8％，推荐值为20580亿千瓦时左右，同比增长7.0％左右，净增用电量1340亿千瓦时左右。按照正常气候影响，负荷增长高于电量增长。在2003年国家批准开工大中型项目3300万千瓦左右，且在上半年开工大部分短平快火电厂的前提下，预计2004年和2005年可能投产大中型项目2140万千瓦和2410万千瓦左右，考虑其间还要投产一些其他机组，到2005年全国发电装机容量将可能接近4.3亿千瓦。

按照以上预测和推荐值，在实现上述新增装机规模，并考虑一定的计划外投产规模外，满足2004年新增用电需求，电力装机缺口达300万千瓦左右，全国电力供需矛盾进一步加剧，但到2005年能够满足新增电力需求。对各电进行供需平衡分析，明后两年电力供需形势可以概括为：2004年全国电力供需平衡总体过紧，拉限电时间和电量增加。若能按计划（即2003年开工3300万千瓦左右且多为短平快电源项目，使2005年投产2410万千瓦左右）实现开工规模和投产规模，2005年电力供需矛盾较2004年有所缓解，电力供需平衡总体偏紧。

四、对策及建议

缓解今明两年电力供需紧张不断加剧的状况，建议政府有关部门及相关单位采取以下措施：

一是加快电价体制改革，充分挖掘现有发电能力，促进省间以及大区电间电力电量交换，合理配置现有发电资源，抑制不合理用电需求。如：采取较为灵活的购售电价机制，促进资源流动；采取较为灵活的上环节峰谷、丰枯电价机制，鼓励高峰时段机组多发电；调整在电力过剩时出台的不合理的电价优惠政策，抑制无效需求。

二是加强需求侧管理，合理引导电力消费。包括：出台用电环节峰谷、丰枯电价，用经济利益来激励用户自主避峰填谷；出台高峰时段可中断电价，鼓励大用户在高峰时段避峰；出台与供电可靠性联动的差别定价；出台节约用电、合理用电政策，鼓励企业、个人采用先进节能的用电技术和装备。

三是加快电建设，建设调峰电源，优化电调度，扩大电协作与联合，充分消化现有发输电潜力。通过电价改革和优化调度，充分发挥现有电的交换、输送和配电能力；加快大区间和省间联工程建设；因地制宜地解决电卡脖子现象，保证送得出、落得下；抓紧研究建立和完善配电建设与改造投资机制。

四是合理安排系统运行方式和机组检修，减少系统事故，提高发供电可靠性。建立上电价与机组可调率（可用率）挂钩的机制，激励发电厂合理优化检修，维护好设备，提高机组可调率或可用率。加强负荷预测和水情预报，加强电调和水调的协作，合理利用库容，统筹考虑防洪和发电，用好水能资源。

五是建议政府采取措施稳定电煤市场。保证电煤在数量、品种、价格、质量方面的稳定供应，进一步完善电煤价格形成机制，杜绝电煤价格垄断。

六是加快在建电力项目进度，确保按期投产，力争提前投产。解决缺电问题的根本措施是增加投产规模，通过后几年电力供需平衡预测分析，后三年每年需要净增2500万千瓦以上；相应需要新开工1.4亿千瓦，扣除前两年已经批准开工4450万千瓦左右规模，后三年每年需要开工3000万千瓦以上。特别是为保持“十五”末和“十一五”初电力供需的基本平衡，2003年开工规模需要达到3300万千瓦左右，多为短平快项目，且需要尽可能在上半年开工建设。

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