今冬明春全国电力供需总体保持平衡

据中国电力企业联合会预测，2011年1月份将是电煤供需矛盾最为突出的时期；2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗有可能超过17亿吨

　　前三季度发用电量增速呈前高后低的态势

　　据国家发展和改革委员会10月29日发布的前三季度电力运行分析显示，前三季度，全国电力运行总体较为平稳，电力供需基本平衡，发用电量增速呈前高后低的态势。

　　供需总体平衡。前三季度，全国电力运行总体平稳。分季度看，一季度受低温、西南地区干旱等因素影响，华中、华东、南方等区域电网部分时段供电紧张。二季度随着气温回升、来水好转，全国电力供需形势逐步趋稳。三季度受持续高温天气影响，各区域电网用电负荷频创历史新高，电力运行压力加大，但由于水电增发、新增电源较多，电力供应较为充足，仅部分地区高峰时段实施错避峰用电。

　　发电量增速高位回落。前三季度，全国发电量30906亿千瓦时，同比增长16.1%。其中，一、二、三季度发电量增速同比分别为22.3%、17%和10.8%。发电量增速加快回落的主要原因为：一是去年同期基数逐步提高，去年三季度开始发电量放量增长；二是从今年5月份开始，国家加大了节能减排工作力度，高耗能行业用电较快增长势头得到控制。

　　水电、风电发电量大幅增长。5月份以后，随着主要流域来水明显好转，水电出力开始迅速增加。6月—9月，水电发电量同比分别增长18.5%、26.6%、22.3%和32.8%，远高于同期火电增速，4个月合计增发水电量620亿千瓦时，约折合节省电煤2850万吨，大大减轻了电煤供应的压力。前三季度，全国水电发电量4998亿千瓦时，同比增长13.4%，占全部发电量的16.2%。随着风电加快建设，风电发电量增长迅猛。截止到9月底，全国风电装机2344万千瓦，同比增长77.2%。前三季度风力发电量326亿千瓦时，同比增长78.9%。

　　工业用电量增幅逐步回落。受去年同期基数等影响，今年以来工业用电量增速逐步减缓。前三季度，全国工业用电量同比增长19%左右，增幅比年初回落近11个百分点。

　　四季度电力消费需求将保持基本平稳

　　根据中国电力企业联合会（以下简称中电联）发布的2010年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告，今冬明春，在保证电煤供应及来水正常的情况下，全国电力供需总体平衡。其中华北、华东地区电力供需总体平衡，西北、东北地区电力供需平衡有余。但受电煤供应、来水等不确定因素影响，华中部分地区、南方地区和西藏仍可能出现电力供需偏紧的局面。

　　从电力需求看，四季度，节能减排考核进入收官阶段，将进一步加快工业用电结构调整力度，重工业用电量增速将进一步下滑，给全年电力预测带来更大的不确定性。综合考虑，预计四季度电量增长率较低，大部分省份的月度用电量增速将持续下降甚至出现负增长，全年全国全社会用电量4.1万亿千瓦时左右。

　　从电力供应能力看，中电联预计2010年电力投资将继续保持较大规模，全年电力投资完成额6600亿元左右，略少于2009年水平，电网投资所占比重将再次低于50%，电源投资主要面向清洁能源和火电洁净发电项目，新一轮农网改造将为电网投资提供新的发展空间。

　　到2010年底，全国全口径发电装机容量超过9.5亿千瓦，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电超过3000万千瓦。

　　预测报告认为，目前，全国电煤供需总体平衡，电煤库存持续保持高位。综合判断，今冬明春全国电煤市场将保持在总体平衡的状态，考虑铁路运力对华中、西南等省份电煤供应的制约，以及煤炭安全生产因素对局部地区生产的影响，局部地区还会出现煤炭供需偏紧的情况，如果与极端异常天气相叠加，甚至可能也会出现缺煤停机的情况。考虑煤炭供应、铁路运输以及需求分布特点，2011年1月份将是电煤供需矛盾最为突出的时期；2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗有可能超过17亿吨。

　　当前电力供需值得关注的几个问题

　　做好迎峰度冬、电煤供应预测预警方案，确保电力安全稳定供应。今冬明春，全国电力供需总体平衡局部地区偏紧，华中和南方部分水电装机比重较大的地区可能会出现电力缺口，近几年1月份也反复出现电煤供需紧张的情况，进一步加大了电力供需矛盾。因此，中电联提出加快制定完善的应急预案，特别是做好煤电运的预警，以提高应对突发事件的处置能力。同时建议政府有关部门应牵头协调做好电煤储煤及其相应的运力调配等准备工作，保证电煤供应，确保电力安全稳定供应。

　　尽快落实煤电联动政策，加快推进电价改革。近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。煤炭价格是火电企业成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150％，而销售电价涨幅仅上涨32％。自2004年国家发改委颁布煤电价格联动机制以来，国家共实行了四次煤电价格联动，但还有较大缺口。由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，融资难度不断加大，资金链断裂的风险显著增加，目前临近北方采暖期即将开始，电厂开始冬储煤，一些电厂已经无钱买煤，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。

　　对此，中电联建议采取切实可行的措施，进一步推进电价改革：一是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。二是加大需求侧管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用，理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。三是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。

　　加快清洁能源发展，科学制定“十二五”节能减排目标。虽然“十一五”节能减排指标均超额完成，如已经关停小火电机组7100万千瓦，超额完成5000万千瓦的任务。再如电力二氧化硫排放量消减任务也提前完成，但在节能减排的同时，也付出了很高的经济代价，目前脱硫电价、可再生能源发电补贴等补偿依然未完全到位。“十二五”期间，受社会经济承受能力、市场消纳能力以及技术水平等制约，大规模发展风电、太阳能等绿色能源发电的任务十分艰巨，结构调整难度大。要实现非化石能源消费占一次能源消费15%以及碳减排目标，工作的难度和压力更大。

　　围绕上述问题，中电联提出了四项建议，一是尽早开工建设一批大中型水电项目，统一出台完善移民管理政策。二是有序开放核电投资市场，对特大型发电集团放开核电控股投资权，实现核电控股业主多元化。三是扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化。四是积极推进煤电一体化，做好大型煤电基地的输电规划，积极鼓励输煤输电并举，构建综合能源运输体系。

　　我国节能减排的内涵将随着环境治理形势和环境质量的变化以及国民经济的发展而发生变化。在积极、稳妥、科学推进电力二氧化硫总量减排的同时，“十二五”应加大非电行业的二氧化硫减排力度，加强对机动车尤其是城市汽车和位于重点区域的燃煤电厂氮氧化物排放的控制。建议国家认真总结“十一五”节能减排经验教训，科学设定“十二五”节能减排目标，配套出台相关政策以加大用市场手段进行节能减排管理。

　　建立科学的电力规划管理机制。规划管理是政府宏观管理的重要内容，也是国家宏观调控的主要内容。一是建立健全政府电力规划管理体系，加强规划研究的领导、组织和编制工作，充分发挥规划对未来电力行业发展的指导作用，建立涵盖全面的规划机制。二是完善电力规划研究协作体系，充分发挥行业协会、电网公司、发电公司以及中介机构的规划研究作用，建立政府部门指导下相互协调合作的规划研究工作体系。三是建立健全电力规划的滚动调整机制，按照法定程序，定期组织相关机构开展滚动研究，对电力规划进行滚动调整。四是建立规划审批和公布制度，电力工业发展规划及年度滚动规划依法审批后，及时向社会公布。