2007年前三季度，受經濟快速增長因素影響，電力消費高速增長，電力供應能力持續增強，全國范圍內電力供需形勢總體繼續緩和。但是受需求增長強勁、電網建設相對滯后等因素影響，仍有14個省級電網出現時段性、季節性供電緊張，其中廣東較為突出。

2007年四季度，電力消費需求將穩中略有回落,新投機組規模將與去年同期相當，在全國電力供需形勢基本平衡大格局下，局部地區還會因來水、電煤等因素，出現時段性、局部性的電力結構性短缺。

一、2007年前三季度全國電力供需與經濟運行形勢分析

前三季度，雖然電力消費快速增長，但是電力供應能力持續增強，以及通過更加頻繁有效的跨區跨省電能交易，全國電力供需形勢表現為全國總體基本平衡，缺電范圍明顯減少，缺電程度也明顯減輕，受裝機不足、來水不足、電煤（氣、油）供應緊張、機組檢修或非計劃停運、電廠送出工程受阻、電網“卡脖子”等因素引起的缺電多樣性特點更加明顯。全國共有京津唐、山西、江蘇、浙江、河南、湖北、上海、四川、湖南和廣東、云南、海南、西藏等14個省級電網的局部地區和部分時段出現短時緊張或拉限電情況，且主要集中在1-2月份，春節期間全國未發生拉限電情況；3月份全國僅有南方電網部分省區出現短時拉限電或電力缺口，二季度以來廣東地區缺電比較嚴重。前三季度，全國尖峰負荷最大電力缺口在500萬千瓦左右。

（一）電力供應情況

發電裝機穩步增長，“關小”工作提前實現全年目標。1-9月份，全國電源建設新增生產能力（正式投產）6544.15萬千瓦，處于歷年同期最高投產水平。其中水電804.24萬千瓦，火電5422.19萬千瓦，核電212.00萬千瓦，火電新增生產能力占全部新增生產能力的82.86%。截至9月30日，全國已關停小火電機組903萬千瓦，完成今年關停任務的90%。10月26日，全年全國關停1000萬千瓦高耗能、高污染小火電機組的目標提前兩個月實現。

2.發電量高速增長，火電發電量增長尤為明顯。前三季度，規模以上電廠共完成23702.41億千瓦時，同比增長16.4%，增速比去年同期提高3.5個百分點，比上半年提高了0.4個百分點。其中，水電增速“前降后升”，共完成3307.01億千瓦時，同比增長14.6%，增速比去年同期提高8.2個百分點,比上半年增加12.9個百分點；火電19873.70億千瓦時，同比增長16.7%，增速比去年同期提高2.2個百分點，隨著入訊以來來水漸豐、水電出力增加，火電生產比上半年降低1.6個百分點；核電受機組檢修及田灣核電機組新投（5月和8月各新投一臺）影響，從六月起恢復較快增長452.08億千瓦時，同比增長12.4%，比上半年提高8.7個百分點。8月1日，全國日發電量102.76億千瓦時，全國日發電量首次突破100億千瓦時，創我國電力工業歷年最高記錄。

3.發電設備累計利用小時下降幅度小于去年同期。由于今年以來的電力需求旺盛導致發電量高速增長，盡管1－9月份新增生產能力高于去年同期，而發電設備利用小時累計下降幅度卻小于去年同期。前三季度，全國發電設備累計平均利用小時為3777小時，比去年同期下降幅度少了35小時。其中火電設備平均利用小時為3984小時，比去年同期下降了214小時，下降幅度同比多了4小時；水電設備平均利用小時為2759小時，比去年同期降低68小時。

4.電煤供應基本正常，但價格上漲壓力很大。前三季度，全國發電耗用原煤83354.51萬噸，同比增長14.58%，供熱耗用原煤9376.60萬噸，同比增長18.96%。，發電和供熱生產共耗用原煤占原煤產量的58.25%，比上半年下降了2.75個百分點。截至9月底，直供電網庫存3073萬噸，用天數為19天,與上半年比較增加了兩天。

前三季度，電煤合同價格又有大幅度上漲。根據國家煤炭安全監督總局的統計，全國發電用煤平均售價233.57元/噸，同比增加18.17元/噸，增長8.4%，給電力企業生產經營帶來較大的壓力。

（二）電網輸送情況

1.電網建設速度明顯加快。前三季度，全國新投產220千伏及以上輸電線路21341千米，比上半年增加11411千米；變電容量10199萬千伏安，比上半年增加5058萬千伏安。500千伏等級新增線路占220千伏及以上的37.73%，新增變電容量占220千伏及以上的43.78%,特別是其新增變電設備容量與去年全年比較增加了5.26個百分點。

2.跨區送電量保持平穩增長。今年以來特別是8、9月份，主要由于華中地區水電增發引起華中與其它區域跨區交易增加，促進了全國跨區域送電量保持平穩增長。1－9月份，全國跨區送電量共完成703.20億千瓦時，同比增長12.20%，與1－6月份比較，增加了15個百分點。8、9月份各月，全國跨區送電量同比分別增長了39.43% 和36％。隨著水電進入豐水期,華中自5月份開始逐月增加向華東送電，累計達254.47億千瓦時，同比增長34.65%；今年以來廣東省出現電力供需形勢比較緊張,華中送南方特別是鯉魚江電廠送廣東增幅急劇加大,三季度各月送電同比增長分別為112.4%、117.95%和163.22%，1－9月份累計送電9.69億千瓦時,同比增長53.15%。

3.區域內西電東送電量穩步增加。在華北電網區域內，京津唐電網從山西、內蒙共受進電量133.95億千瓦時；同時由于河北南網發電生產能力的快速增長，京津唐電網一季度向河北南網輸出電量僅為1.20億千瓦時，同比降低90.20%，二、三季度，河北南網網內平衡能力增強，未向京津唐電網購電。

在南方電網區域內,為彌補廣東電力供需缺口，西電送廣東累計完成561.08億千瓦時，同比增長23.85%,三季度以來特別是8、9月份,西電送廣東當月同比增幅分別為30.04%和55.29%；受龍潭水電站6月投產運行的作用，西電送廣西電量自7月以來也增加較快,累計完成53.60億千瓦時，同比增長19.16%,7、8、9月各月分別同比增長了42.75%、92.24%和36.01%。

4.省間電量交換情況。前三季度，全國共完成跨省電量輸入2819億千瓦時，同比增長13.67％。典型受端大省北京、河北、遼寧、上海、廣東前三季度由外省區凈輸入電量均在180億千瓦時以上，同比分別增長7.93%、43.67%、23.15%、21.76%和25.56%。。其中上海、廣東的凈輸入量及其高增長率反映了該省（市）對外部電力的強勁需求和外部省份對其供應能力的增強現狀；浙江電網受自平衡能力增強影響，今年以來受電量同期下降不少，但數量仍然較大，累計達到129.31億千瓦時，值得一提是該省下半年輸入輸出靈活調劑能力有了很大提高，與上半年比較受電量同期增長了12.99個百分點，而輸出電量同比增長更是加快了75.68個百分點；隸屬于京津唐電網的河北北部地區對輸入電量的需求引起河北省凈輸入電量比較大，河北南網自平衡能力比較強，輸入電量不大。天津、湖南今年以來對外省電力需求量增加較快，凈輸入電量同比增長達到30.74%和232.45%，但是比上半年減少了很多。山西、內蒙古、湖北、貴州則是典型的電力輸出大省，前三季度凈輸出電量均在240億千瓦時以上，同比分別增長了-0.71%、35.41%、27.38%、19.91%。其中，內蒙古電量凈輸出增長率高達31.87%，主要是滿足京津唐地區電力需求，其余部分是向東北送電。吉林、江蘇、甘肅三省輸入和輸出電量都比較大，一定程度上反映了這些省級電網在跨省、跨區電能交易中的突出作用。

（三）電力消費情況

全社會用電量繼續保持高速增長。前三季度，全社會及分產業用電量繼續保持高速增長，8、9月份明顯回落。全國全社會用電量23952.87億千瓦時，同比增長15.12%，增速比去年同期提高1.42個百分點，比上半年回落了0.44個百分點。第一產業用電量660.11億千瓦時，同比增長5.40%，增幅比去年同期降低4.46個百分點；第二產業用電量18239.59億千瓦時，同比增長16.77%，增幅比去年同期提高2.89個百分點，比上半年回落了0.41個百分點；第三產業用電量2367.28億千瓦時，同比增長12.15%，增幅比去年同期提高0.37個百分點，比上半年降低了0.01個百分點；城鄉居民生活用電量2685.90億千瓦時，同比增長9.63%，增幅比去年同期下降5.68個百分點，比上半年降低了1.34個百分點。前三季度，電力消費彈性系數呈現先升后降的趨勢，一季度為1.34，上半年為1.35，前三季度回落到1.31。

用電結構重型化依然十分明顯。前三季度，全國工業用電量為18012.87億千瓦時，同比增長16.78%，比去年同期提高了2.89個百分點，比上半年回落了0.42個百分點；輕、重工業用電量同比增長分別為10.04%和18.42%，增速分別比去年同期提高0.01和3.55個百分點，與上半年相比，輕工業、重工業用電分別降低了0.35和0.42個百分點，但是用電結構重型化特征依然十分明顯。但從6月當月用電情況分析工業用電似有回落跡象，6月以來各月工業用電累計增長分別為17.20%、17.14％、16.72％和16.78％，其中重工業用電同比累計增長分別為18.84％、18.58％、18.23％和18.42％。

工業用電量占全社會用電量的結構比重已經從2000年的71.75%上升到2006年的74.89%，今年一季度、上半年分別提高到75.12%、76.05%，進入三季度回落到75.20％。

3.重點行業用電過快增長的勢頭有所緩和

上半年，鋼鐵、有色、化工、建材四大行業呈現加快發展態勢，產品產量、價格、出口和利潤增長都比較高，是帶動全社會用電量快速增長的主導力量；針對這種情況，國家出臺了一系列政策，在全國范圍內開展了產業、土地、環保、價格等政策落實情況的專項大檢查，從運行情況看，這些政策措施的成效正在逐步顯現。三季度，四大重點行業過快發展的勢頭有所緩和，全國主要耗能產品產量增幅較大，在三季度有一定程度的回落，用電量增速也隨之有所放緩;但是在九月份部分產品產量又略有反彈。。

今年一季度是各主要耗能行業用電增長波動比較大的時期，四月份以后這些行業用電增長率逐步趨于平穩，六月份以后又有所下降。有色金屬行業用電量增長比去年增長率有一定的提高，基本穩定在30%左右的水平上；鋼鐵行業用電量增長率持續下降，但仍高于去年同期增長率水平；化工行業用電量增長率與去年同期用電量增長率相比也有2-3個百分點的提高；建材行業已基本恢復到去年的增長水平上；建筑業用電增速回落到16％左右。

各地區用電增長的結構差別較大，中西部用電增速較快，但增速開始回落。前三季度，用電量同比增長超過全國平均水平（15.12%）的省份主要集中在中西部地區或華東等經濟活躍地區。但是從6月份開始，西南、西北地區部分省區用電增速有一定回落。重慶、四川、貴州、云南、陜西、寧夏、新疆用電增速分別由上半年的14.63％、12.19％、16.66％、25.28％、16.00％、24.78％、19.40％下降到前三季度的9.93％、10.56％、14.64％、18.41％、12.09％、19.18％、17.60%,其中尤其是寧夏的下降幅度達6.1個百分點。

廣東、江蘇、山東、浙江、河北、河南六個用電量大省約占全國總用電量的46％左右，增速為15.64％，高于全國平均水平（15.12％）0.52個百分點，對全國全社會用電增長的貢獻率為47.62％，略高于六省所占用電比重，可以說，雖然西部用電增速高于全國平均水平，但是主要用電大省對用電增長的貢獻依然更大。

（四）電力生產及輸送環節能源利用效率有較大幅度提高

前三季度，全國6000千瓦以上電廠發電生產供電煤耗率為355克/千瓦時，比去年同期下降10克/千瓦時，今年以來一直維持在360克/千瓦時以內，結構調整和節能生產管理成效十分明顯。

全國發電廠用電率5.96%，其中水電0.40%，火電6.79%。線路損失率6.23%，比上年同期減少0.19個百分點。

二、2007年四季度及2008年全國電力供需形勢預測

今年迎峰度冬期間，全國電力供需形勢總體平衡，部分地區、部分時段電力短缺局面仍然難以完全避免。全國尖峰負荷電力缺口估計在300萬千瓦左右，電力相對緊張地區主要集中在廣東、云南、浙江、西藏等局部省份，由于缺煤少油短氣、電網“卡脖子”、水火裝機結構、電源臨時停機等引起的缺電多樣性特征更加明顯。

預測：2007年全社會用電量增長率將在15%左右，全年電力消費彈性系數將在1.31左右，發電設備平均利用小時數將持續下降到5000小時左右。

2008年全社會用電量增長率將在13％左右，全年電力消費彈性系數將在1.25左右，發電設備利用小時數將在5000小時的水平上略有下降。

電力建設。考慮全年關停高能耗、高污染的小火電機組，年底前全國發電設備裝機容量將突破7億千瓦。全國電網投資規模將達到2500億元左右。

2008年，全國電源投產規模將在今年的水平上回落到8500萬千瓦以上，電網投資規模進一步擴大到3000億左右。

電煤供應總量較為充足，但部分地區電煤價格上漲壓力加大。目前，直供電廠煤炭庫存總體充足，處于比較合理的水平，總量上基本可以滿足迎峰度冬的電煤需求。但是，部分地區電煤供存耗還很不平衡，如京津唐電網的電煤供應矛盾仍然比較突出，電煤庫存較去年水平又有較大幅度的下降，且部分電廠一度告急，進行專項協調后，才有所回升；華中地區由于今年迎峰度夏期間來水比較好，電煤壓力較小，但是進入四季度水電進入枯水期，火力發電將有較大幅度的增加，電煤供需矛盾可能凸顯出來。同時，電煤價格受政策影響越來越大，山西開征可持續發展基金，貴州放開煤炭市場，以及其它一些省區出臺的關于電煤的政策、整頓煤礦安全生產致使煤炭產量大幅減少等因素，都對電煤價格造成極大的影響，對電煤的穩定供應影響加大。

2008年，煤炭行業產能進一步釋放，煤炭供需矛盾更加緩和，但是煤炭價格矛盾將進一步突出。運力和地區性電煤短缺也會一定程度上影響電力供應。

主要水庫蓄水與去年持平，水電進入枯水期。截至10月下旬，主要水電廠可調水量和去年同期基本持平，低于2005年水平10％左右，隨著水力發電進入枯水期，四季度水電發電量基本維持在去年的水平上，導致火電發電量的增幅將比較明顯。

四、對當前電力供需一些問題的認識與建議

（一）做好迎峰度冬各項準備工作，確保系統安全穩定運行和電力供應

目前，電力行業在生產和運行中仍然存在著許多值得重視的問題，如電網峰谷差繼續拉大，電網調度和運行的難度也相應增加；新機投產較多、某些地區小火電關停比較集中，對電網安全穩定運行可能造成一定影響；部分地區、部分線路負載過重、電網卡脖子現象比較突出；來水、電煤等不確定性因素對電網安全穩定運行帶來新的考驗；迎峰度冬期間全國負荷將可能超過夏季高峰負荷，水電出力減少也會導致火電增發較多，這些都對電網安全穩定運行和電力供應造成一定的壓力。

針對上面存在的問題和不確定因素，當前要重點抓好以下幾個方面的工作。一是要認真貫徹國務院關于《國家處置電網大面積停電事件應急預案》，全面落實各級安全生產責任制，加強對新投機組安全運行的管理；二是加強負荷預測，實施優化調度，發揮水火互濟，實現更大范圍內的資源優化配置；三是繼續做好需求側管理，采用綜合措施，引導用戶合理用電，保障電力有序供應；四是加快電網建設，確保各項工程按期投產，努力消除電網“卡脖子”現象；五是有節奏的穩步推進小火電機組集中地區的關停工作，確保負荷中心區的電網支撐和安全穩定供電；六是加強對電煤市場的監控和管理，打通電煤運輸瓶頸，確保電煤供應。

（二）疏導電價矛盾，推動發電上網電價形成機制的完善

今年煤炭產運需銜接進一步把電煤供應推向了市場。年初，大部分電力企業簽訂的電煤供應合同每噸平均比去年上漲25-30元左右。在合同實際執行過程中，優質煤種價格仍在不斷上漲，據統計，2007年電煤訂貨會合同價格比2006年實際結算價格上漲了30元/噸左右；今年二季度，一些地區（如山西）借征收可持續發展基金，導致煤炭市場價格再一次上漲；貴州省政府決定從2007年1月放開電煤價格后，三季度電煤價格月比上漲幅度達到119元／噸，已經影響到了電力供應；內蒙古、山西、東北等地火電廠上網電價矛盾比較突出。據國家煤炭安全監管總局統計，前三季度全國電煤價格總體上漲8.4％。同時，水資源收費、脫硫價格補償不足、脫硫熱價無補償、排污費上漲、空冷機組無補償等因素對發電企業經營造成很大的影響。

建議政府進一步分地區梳理火電廠上網電價，逐省解決電價矛盾，理順上網電價與銷售電價，特別是關注內蒙古、山東、貴州、云南等矛盾比較突出的省區的實際情況；根據電煤價格測算匯總結果，可在適當時機考慮對電煤價格漲幅大的重點地區、省份實施煤電疏導；同時建議在電價疏導過程中能夠反映資源收費、脫硫、空冷等因素，做到價格補償逐步到位，盡快建立適應市場環境的電價形成機制。

（三）通過電網供電手段促進國家實現節能減排目標

節能減排工作電力行業已經帶了好頭。電力行業在保證供電的前提下，提前兩個月實現了關停小火電機組1000萬千瓦的目標，供電煤耗持續下降，二氧化硫排放水平和耗水量持續降低。同時，電力行業要堅決嚴格執行國家差別電價政策，按照國家政策法規規定，發揮好電力供電對其他行業用電的引導作用，抑制不符合國家環保政策的高耗能、高污染企業的生產運行，從而促進國家實現節能減排目標。

當然，電網企業在執行差別電價過程中，要處理好國家利益和電網企業的市場服務定位之間的矛盾關系，建議當地政府部門盡快出臺完善的可操作的實施細則，各級政府同時要加大對市場的監管力度，便于終端用戶和電網企業和諧、健康地創造供售服務環境。

（四）加快跨省跨區電網建設，實現更大范圍資源優化配置

這幾年來，跨區跨省電網建設力度不斷加大，西電東送規模和能力也不斷擴大，同時，一些水電大省（如云南、廣西、福建、湖北、四川等）在大力發展水電發展電力外送的情況下，也為了加大本地的電力平衡能力，加大了本地火電機組建設和新投規模。但從目前情況看，僅僅依靠省內發揮水火互濟的調劑作用是十分有限的，也不經濟。現實中，部分省份在枯水期也不同程度的出現了電力供應緊張的情況。資源結構、運輸能力、電網輸電和電源布局，應該是統籌規劃問題，必須要在更大的區域范圍內，實施資源優化配置，實現跨區、跨省水火互濟，才能體現電力工業和生產運行的節約發展、清潔發展。建議國家政府部門要加大對大區域規劃及其實施工作的主導作用，發揮行業組織的中介和專家咨詢作用，因地制宜地盡快研究各大區域電力優化發展的結構、布局指導性意見，改變省內自我平衡的行政、傳統發展方式。