近日，中电联秘书长、新闻发言人王永干签署发布了《2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》。

 　　《报告》指出，2008年上半年，受严重灾害以及电煤供应紧张、价格高涨等因素影响，电力供应能力未能充分释放，全国电力供需矛盾较为突出。全国电力消费在保持较快增长的同时，增速明显回落，行业节能减排和结构调整工作继续推进，行业经济效益大幅下滑，用电呈现出一些新的特点。

 　　一、2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析

  　　上半年，电力供应能力快速增长。受电煤供应和多次严重灾害影响，虽然全国电力供需总体平衡，但部分地区电力供需形势比前两年严峻，缺煤停机和缺电问题较为严重，部分地区电力供需矛盾比较突出。上半年，全国共有22个省级电网的局部地区和部分时段出现短时电力紧张或拉限电情况。雨雪冰冻灾害期间，全国尖峰负荷最大电力缺口在4000万千瓦左右。3月份以后全国最大电力缺口在1700万千瓦左右。

 　　（一）电力供应情况

 　　1、新增装机保持较高水平，电网建设进程恢复正常

 　　上半年，全国电源基本建设完成投资1337.11亿元，新增生产能力（正式投产）3301.85万千瓦，比上年同期少投产535.95万千瓦。其中水电704万千瓦，比上年同期多投产390.8万千瓦；火电2449.61万千瓦，比上年同期少投产907.18万千瓦；风电新增136.84万千瓦。

 　　因集中力量进行电网恢复抢修，一季度电网建设受到较大影响，新投规模比去年同期下降近四成，二季度逐步恢复到正常水平。全国电网基本建设完成投资1190.30亿元，新增220千伏及以上变电容量9753万千伏安，比上年同期增加4613万千伏安；线路长度14097千米，比上年同期增加4167千米。其中，500千伏线路6601千米，比上年增加3163千米，500千伏变电容量4705万千伏安，比上年增加2445万千伏安；220千伏线路7380千米，比上年增加1099千米，变电容量4844万千伏安，比上年增加2108万千伏安。

 　　2、发电量快速增长但增速有所回落

 　　上半年，全国规模以上发电厂发电量16803亿千瓦时，比去年同期增长12.9%，增速比上年同期降低3.1个百分点。其中，水电2149亿千瓦时，同比增长18.5%，增速比上年同期上升16.8个百分点；火电14150亿千瓦时，同比增长11.7%，增速比去年同期下降6.6个百分点；核电329亿千瓦时，同比增长25.9%，增速比去年同期上升22.2个百分点。

 　　2008年以来，除3月份发电量增速加快达到16.6%外，其他各月增速均在逐渐下降。6月份当月发电量完成2934亿千瓦时，同比增长8.3%，是2005年以来单月增速首次低于10％（春节因素除外）。

 　　3、装机保持较大规模，利用小时下降幅度小于去年水平

 　　截止到2008年6月底，全国6000千瓦以上电厂发电设备总容量为7.12亿千瓦，关停小火电机组836万千瓦，考虑6000千瓦以下机组规模及上半年关停小火电情况分析，6月底全口径发电设备容量在7.4亿千瓦左右。

     　上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2380小时，比去年同期降低52小时（下降幅度比去年同期的下降幅度少了48小时）。其中，水电设备平均利用小时为1553小时，比去年同期增加61小时；火电设备平均利用小时为2555小时，比去年同期降低50小时（下降幅度比去年同期的下降幅度少了53小时）。

 　　4、电煤消耗和价格过快增长，缺煤停机问题比较严重

 　　今年以来，电煤供求呈现总体偏紧态势，局部地区、部分煤种出现了煤炭供应紧张的现象，煤炭价格持续走高。电煤资源紧张、电厂库存下降、缺煤停机容量增多是导致今年部分省区电力供需紧张甚至出现缺口的最主要原因。

 　　电煤供、耗、存情况上半年，全国发电和供热合计消耗原煤75458万吨，占全国原煤生产总量的60.06%，比2007年全年比重提高3.39个百分点。6月底直供电网库存2174万吨，可耗用11天，同比减少6天。

 　　电煤价格继续高位上涨在2007年全国电煤价格平均上涨35元/吨左右的基础上，今年的煤炭产运需衔接会签定的电煤合同平均价格再次上涨35－45元/吨。3月份以来，一些国有和地方煤矿重点电煤合同价格普遍上涨，涨幅介于15-100元/吨之间，有的达到200元/吨以上。从4月底到6月末仅两个月的时间，秦皇岛地区主流动力煤品种的交易价格的整体上涨幅度达到了300元/吨以上，发热量5500千卡/千克的煤价达到920元/吨以上。6月19日国家出台电煤价格临时干预措施后，一些地方煤矿市场价格仍然在继续继续上涨。

 　　电煤质量明显下降因电煤价格持续走高，市场供求紧张，频繁出现煤炭热值低、灰分高、杂质多的情况，导致锅炉燃烧不稳、带负荷困难、受热面磨损加剧、炉膛结焦等一系列问题，给发电设备正常运行带来很大危害，也给电力安全、稳定供应带来了新的问题。

　　（二）电力需求情况

 　　1、电力消费持续增长但增速放缓

 　　上半年，全国全社会用电量16908.63亿千瓦时，同比增长11.67%，增速比去年同期和去年全年增速分别回落3.89和3.13个百分点。从分月情况看，除3月反弹外其他各月单月增速逐月减缓，单月用电量基本维持在2900亿千瓦的水平上，各月绝对量变化不大。

 　　2、产业用电呈现新特点

 　　第一产业用电量413.02亿千瓦时，同比增长4.95%；第二产业用电量12930.01亿千瓦时，同比增长11.13%，增速比去年同期降低6.05个百分点；第三产业用电量1639.51亿千瓦时，同比增长12.28%，增速比去年同期提高0.12个百分点；城乡居民生活用电量1926.09亿千瓦时，同比增长16.51%，增速比去年同期提高5.54个百分点。第二产业对全社会用电增长的贡献率为73.29%，比上年同期下降10.54个百分点。第三产业和城乡居民生活用电量增速分别比全社会用电量增速高0.61和4.84个百分点，是带动全社会用电量保持较快增长的新的主要动力。其主要原因有：一是今年冬季华东、华南等地区天气寒冷取暖用电负荷增加；二是学校教学生活用电调整为按城乡居民生活用电电价结算；三是全国城乡住房面积大幅增加。

 　　上半年，全国电力消费弹性系数为1.12，明显低于前几年水平，说明工业特别是重工业生产放缓对弹性系数的影响非常大。

 　　3、重点行业用电增长继续回升

 　　1－3月份，受部分地区冰雪灾害导致运输受阻、高耗能产业限电停产和国际需求减弱等因素影响，化工、建材、冶金、有色四大行业过去一直保持远高于全社会用电增速的情况有了较为明显的放缓。但从4月份开始增速逐步小幅回升。1－6月份，四大行业用电增长对全社会用电增长的贡献率为38.16％，比2007年底贡献率降低6.68个百分点，但是比1－2月以来各月累计用电贡献率分别提高9.60、7.43、2.88个和2.10个百分点。

 　　4、用电量增长放缓的省份明显增加

 　　上半年，西北五省区用电增速全部超过全国平均水平，内蒙古、山西、海南、贵州、云南和宁夏用电量增速同比下降均在10个百分点以上。

 　　与全国用电增速放缓趋势相一致，5、6月份各省用电量增速放缓非常明显。6月份，用电增长率低于10％的省份已经由去年年底的3个增加到6月份的15个。华东五省用电增速放缓非常明显，上海、江苏、浙江、安徽和福建五省5月份用电量分别增长8.86%、9.43％、8.86%、13.18%、10.00%，6月份又进一步放缓到2.28％、5.13％、5.80％、10.17％、8.32％，均比本省1－4月份用电增速放缓3个百分点以上。经分析，主要原因有：国内信贷紧缩、人民币升值、国际市场需求变化以及进出口政策调整，加上煤、油、气、运因素制约等对以出口为主的外向型经济（华东、广东地区）受到的影响比较大。

 　　（三）电力生产节能效果继续显现

 　　2008年上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电生产供电标准煤耗为346克/千瓦时，同比下降9克/千瓦时，从去年以来下降幅度一直保持8克/千瓦时以上，结构调整的效果非常明显。

 　　全国发电厂累计厂用电率5.98％，其中水电0.43％，火电6.72％。线路损失率5.59%，比上年同期下降0.45个百分点。

 　　（四）行业效益继续下滑，火电企业全面亏损，行业发展处于比较困难的时期

 　　据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由去年同期的592.31亿元下降到172.76亿元，同比下降70.83％。各子行业中。火电行业亏损22.93亿元，同比下降108.54％；水电行业实现利润47.39亿元，同比下降22.86％；核电行业和新能源发电行业分别实现利润32.34和6.10亿元；电力供应业在雪灾和地震灾害中受损严重，虽然实现利润109.86亿元，但是也大幅下降了52.56％。特别是3－5月份，电力行业实现利润77.36亿元，同比下降79.44％。其中，火电行业利润由去年同期的165.07亿元下降到今年3－5月份的亏损48.42亿元，同比下降129.33%;电力供应业利润由去年同期的134.93亿元下降到今年3－5月份49.58亿元，同比下降63.26%。

 　　初步分析，1－5月份，在两次受灾损失及恢复重建、一次能源价格大幅上涨、财务费用快速增长、电煤供应不足导致发电出力受限，同时经济大环境影响电力需求增速缓慢下降，特别是受煤炭非理性上涨超出火电企业承受能力影响，火电行业全行业亏损，资金链异常紧张甚至断裂。由于多重不利因素共同作用，电力行业利润大幅下滑，经营环境持续恶化，企业可持续发展难以维继。

　　二、2008年下半年全国电力供需形势分析预测

 　　2008年下半年，面对更为复杂的国内国际经济形势以及经济发展可能出现的新情况，国家将继续坚持以科学发展观为指导，更加注重把握宏观调控的节奏、重点和力度，努力实现经济平稳较快发展、控制物价过快上涨的目标，综合消费需求、投资需求等影响因素来看，今年下半年经济能够保持持续平稳较快的发展，但增速有一定幅度的回落。预计2008年下半年我国电力需求仍将在保持较快增长的同时有所回落，特别是外向型经济比重较大的省份回落会更加明显一些。综合考虑各方面因素判断：2008年在经济没有大的波动的情况下用电增长基本能够保持在11％左右的水平上，全年累计发电设备平均利用小时将在4900小时左右，火电设备平均利用小时在5200小时左右。

 　　2008年，全国电源投资和投产规模预计将在去年的高水平上略有回落，投资完成规模保持在3000亿元左右，基建新增装机在9000万千瓦左右，全年国家计划安排关停小火电机组1300万千瓦。电网基本建设投资规模（不计入电网受灾恢复重建投资）预计将进一步扩大到3000亿左右，与电源基本建设投资规模基本持平。

 　　据初步分析，多重因素将继续推动煤价上涨，造成下半年电煤供需地区性矛盾比较突出。根据上半年电煤消费情况及全年发电量情况，预测全年电煤消耗量在16亿吨左右，比上年增长11.5%左右。

 　　预计今年下半年，电力供需在装机规模和输配规模稳步增长的良好情况下，电力装机短缺的局面已经基本消除，全国电力供需形势总体基本平衡，个别省份略有紧张，部分地区还会出现容量相对富裕的现象。由于目前电煤供应及其运输严重制约电力供应能力，全国电力平衡较为脆弱，制约因素较多，尤其是电煤供应、来水和气候情况将是影响今年电力供需的决定性因素。迎峰度夏期间夏季高温负荷与其它因素叠加，造成全国电力供需形势总体偏紧。下半年，全国范围内最大电力缺口在1500万千瓦左右。

　　三、对当前电力供需一些问题的认识与建议

 　　１、全力确保电力安全稳定运行和完成奥运保电工作

 　　电力安全稳定运行和奥运保电是现阶段电力行业企业工作的重中之重。由于电力迎峰度夏、奥运保电和抗震救灾等交织在一起，使得今年工作的压力和困难前所未有。建议政府有关部门和电力企业共同建立起隐患排查治理和风险控制的长效机制，尤其是要做好重要电力设施的安全保卫以及重要用户安全供电等方面的隐患排查治理；要继续完善电力应急管理机制和应急管理体系，针对当前薄弱环节和可能出现的突发事件，有针对性地修订和完善应急预案。要加强电力调度和制定好电力保障和有序用电方案，要把保民生、保奥运、保救灾作为保电的重中之重。要继续加大DSM的工作力度，努力促进电力供需平衡，完成保供电任务。

     2、努力减少电煤供需矛盾对电力工业运行的影响

 　　煤电供需矛盾是今年以来影响电力供需平衡和电力工业安全稳定运行的主要矛盾。下半年，要保证电力安全稳定连续运行，必须着重解决好电煤问题。

 　　一是建议各级地方政府要严格按照国家发改委6月19日公告和7月23日内部明电要求，坚决贯彻落实电价调整、电煤价格临时干预的各项政策措施，提高合同兑现率，坚决防止煤价无序上涨，确保国家政策落到实处；

 　　二是建议有关部门尽快采取更有效的措施增加煤炭产量和电煤供应量，加大运输协调和执行力度；要加强中间流通环节的监管，避免因中间环节失控致使到厂价大幅上涨的炒作行为；

 　　三是建议在适当时候继续疏导电煤价格矛盾，尽快扭转电力企业亏损的局面。继续推进电价改革，合理解决电煤价格及资源型产品的价格上涨、电力企业还本付息、环保脱硫加价以及新能源、可再生能源电价形成机制等问题；

    　四是建议国家在电价调整难以到位的情况下，为维持电力企业的简单再生产和安全生产，可以在下半年这个特定条件下尽快研究出台财政补贴政策，如对电力企业适当减免增值税或实施增值税先征后返政策，同时适当增加对发电企业流动资金贷款；

 　　五是继续加快电网建设，实现电网电源、输电与配电协调和谐发展。建议国家加强电网电源的统一规划，提高电力资源优化配置能力，继续加强电网薄弱环节的建设，为国民经济实现又好又快发展提供安全、可靠的电力保证；

 　　六是电力企业要继续发扬抗冰保电、抗震救灾的优良传统，努力为国家分忧解难，进一步加强节能降损、成本管理、积极挖潜、优化调度、竭力找煤保电，争取用最少的煤炭消耗取得最大的发电效益。

　　3、努力防止电力发展较大起落，促进行业可持续发展

 　　电力是国民经济发展的一个重要“晴雨表”，经济发展的任何变动都会对电力生产消费乃至投资产生巨大的影响。电力行业作为经济社会发展的重要基础性产业，要从长远发展考虑，应避免电力发展的较大起落。

 　　一是建议国家有关部门高度关注下半年甚至更长时间经济发展的速度和质量，采取更加可行和有效的调控措施，确保经济继续保持平稳较快发展；

 　　二是借助国家对能源体制改革之机，鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，进一步总结和研究煤电联营、煤电一体化、电力投资办煤的体制机制问题，建立煤电互保的长效机制。这对稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动，减少电力企业经营风险和困难具有非常重要的意义；

 　　三是加强电煤运力规划，加快建设重要的运煤路港通道，努力解决电煤的运输瓶颈；

 　　四是要以“十一五”规划为指导，按照电力工业发展产业政策，在有条件地区加快实施建设大型煤电基地，充分利用电网包括特高压电网的输电通道，变输煤为输电；

 　　五是坚持电源结构多元发展，完善清洁能源发展机制，加快发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源发展，提高非化石能源在一次能源中的比重。

（来源：中电联统计信息部）