一、2008年第一季度全國電力供需與經濟運行形勢分析
第一季度尤其是1-2月份，雖然電力供應能力快速增長，但受電煤供應緊張和嚴重雨雪冰凍災害影響，電力供應緊張狀況有所加劇，缺煤停機和缺電問題比較嚴重，部分地區電力供需矛盾比較突出，個別受災嚴重的地區停電時間長達10天以上。全國因電煤供應不足影響火電機組出力、持續冰災造成部分電網設備嚴重受損、網絡能力受限、發電機組非計劃停運、裝機不足、來水偏枯、機組檢修、燃氣不足和燃油價格高啟等原因，共造成四川、重慶、河南、湖北、陜西、京津唐、山東、山西、江蘇、安徽、福建、浙江、湖南、江西、上海、西藏、廣東、廣西、云南、海南、貴州等21個省級電網的局部地區和部分時段出現短時電力緊張或拉限電情況。一季度冰凍雨雪期間，全國尖峰負荷最大電力缺口在4000萬千瓦左右，比2007年的1000萬千瓦明顯增加。進入3月份,電力供需基本平衡，電煤供應仍然是制約供應能力的主要因素。
（一）電力供應情況
1.發電裝機穩步增長，供應能力持續增強
一季度，全國基建新增生產能力1246萬千瓦，比去年同期下降60萬左右。由于南方部分地區雨雪冰凍災害等因素影響，火電裝機比去年同期少增197萬千瓦。截止2007年3月底，全國6000千瓦以上電廠發電設備總容量為6.93億千瓦，比上年同期增長14.4％，其中，水電、火電分別為1.23和 5.55億千瓦，比上年同期分別增長14.3％和13.9％，核電裝機885萬千瓦，比上年同期增長29.2％。
2.發電量高速增長中增速略有回落，火電發電量增長回落尤為明顯
2008年一季度，全國規模以上電廠發電量8051億千瓦時，比去年同期增長14.0%，增速比去年同期回落1.5個百分點。
火電發電量7073億千瓦時，增長13.4%，增速比去年同期回落5.1個百分點，所占比重比去年同期回落了0.51個百分點；
水電發電量751億千瓦時，增長11.4%，增速比去年同期提高5.1個百分點；但是水電發電量所占總發電量的比重回落0.19個百分點。這主要是由于今年水電出力總體比去年同期較好；核電受新投投產和優先調度作用，生產發展勢頭較好，用電增速快速上升，達到40.1％。
雖然一季度發電量增速比去年有所回落，但各月增速卻在逐月明顯回升，如2、3月當月發電量分別增長11.3%和14.0%。
3.發電設備累計利用小時下降幅度明顯放緩
一季度，全國發電設備累計平均利用小時為1157小時，比去年同期降低20小時。其中，水電564小時，比去年同期降低11小時；火電1282小時，比去年同期降低20小時。若剔除湖南、貴州不可抗力影響造成的利用小時下降，其他省份發電設備利用小時合計僅比去年同期下降5小時。
與1－2月份相比，3月當月發電設備利用小時比去年同期水平提高9個小時，其中，火電提高14小時。可以說，從2005年四季度開始的發電設備利用小時持續下降的趨勢已經明顯放緩。
發電設備利用小時數上升的省份明顯增多，天津、河北、吉林、江蘇、福建、山東、河南、甘肅、新疆等省份利用小時上升，上海、安徽和廣東上升更為明顯。
4.電煤消耗和價格處于高位，缺煤停機問題比較嚴重
一季度，全國電煤耗用還是保持了較高的增長。全國發電消耗原煤3.25億噸，比去年同期增加3321萬噸，同比增長12.80%；供熱消耗原煤5179萬噸，比去年同期增加762萬噸；全國發電和供熱日均耗煤414萬噸，平均每天比去年同期多耗用45萬噸。
1-3月份，電煤供需比較緊張，直供電網日均供煤189.5萬噸，日均耗煤189.3萬噸；1月底、2月底、3月底直供電網電煤庫存分別為1724、 2797和2266萬噸，分別較去年同期減少534、38和389萬噸，可用天數分別為8、14和12天。特別是1月26日庫存僅有1649.5萬噸，平均可用七天，為歷史最低水平。南方電網由于電煤產能不足、煤礦停產、煤價高啟等原因，電煤供應也存在很大的矛盾。
一季度，全國3月底庫存2266萬噸，同比減少389萬噸，可耗用12天。日最大缺煤停機容量4000萬千瓦，存煤低于三天耗用水平的機組容量超過7000萬千瓦，嚴重制約了火電發電能力。電煤價格繼續高位上漲。在2007年全國電煤價格平均上漲35-40元/噸、漲幅超過10％的基礎上，今年的煤炭產運需銜接會簽定的電煤合同平均價格再次上漲35－45元/噸，部分地區甚至超過70元/噸。最近，據發電企業反映，在山西、陜西、河南、山東、四川、安徽、江蘇、遼寧、內蒙古、河北、甘肅、貴州、湖南和云南等省區，各電力企業都接到煤炭企業書面或口頭的通知，要求上調電煤價格。據不完全統計，煤炭企業要求漲價基本都在30－50元之間，甚至更高。電煤價格持續高位上漲已經完全超出了企業的承受能力。2007年以來平均電煤價格累計漲幅超過100元以上。
（二）電力需求情況
1.全社會用電量增速高位回落
全社會用電量 一季度，全國全社會用電量8133.98億千瓦時，同比增長13.04%，增速比去年同期降低1.88個百分點。
產業用電結構發生新變化：一是第二產業用電同比增長11.83%,比去年同期下降了5.03個百分點，比去年全年增速降低3.83個百分點；同時下降幅度又大于全社會用電量增速下降幅度；二是第一、第三產業和城鄉居民生活用電量增速分別比去年同期提高5.7、4.43和10.83個百分點；三是受用電增速變化的影響，全國電力消費結構重型化趨勢略有改觀，第二產業用電結構降低1.01個百分點,第三產業和城鄉居民生活用電結構分別提高了0.25和0.84 個百分點。
2、工業用電增速放緩，重工業用電增長貢獻率減少
一季度，全國工業用電量為6026.91億千瓦時，同比增長11.79%，增速比上年同期降低5.04個百分點；輕、重工業用電量同比增長分別為 8.61%和12.50%，增速比上年同期分別降低2.88和5.60個百分點，比上年全年分別降低1.19和4.80個百分點。
重工業用電增長對全社會用電增長的貢獻率為58.17%（去年同期為72.39％），同比下降了13.68個百分點。但是與1－2月比較，1－3月重工業增長貢獻率增加了近5個百分點，增加的百分點數與去年同期基本持平。
3、重點行業用電過快增長的勢頭明顯回落，貢獻率明顯下降
一季度，由于雨雪冰凍災害期間優先保證居民與重要用戶用電、限制高耗能行業生產，高耗能產品出口增速放緩以及結構調整效果初現等因素共同作用，重點行業用電過快增長的勢頭明顯回落，增速同比大約下降了6個百分點左右，其中，化工行業降低了4個百分點左右，建材行業基本保持穩定，鋼鐵行業和有色行業分別下降了10個和20個百分點左右，下降非常明顯，交通運輸制造業和建筑業也都略有下降。
一季度，化工、建材、冶金、有色四大行業用電量增速明顯高于全社會用電增速的特點已經不是非常明顯。四大行業用電增長對全社會用電增長的貢獻為30.73%,比2007年底的貢獻率（44.84％）降低了14.11個百分點。
4.各地區用電增長不平衡的問題有所加劇，受災地區用電增速在逐月增加
一季度，由于部分地區受災以及部分地區高耗能行業投產影響，從電力消費方面來看，省間電力消費發展不平衡的問題有所加劇，受災地區用電增速在逐月增加。用電量同比增長超過全國平均水平（13.04%）的省份依次為：廣西（22.52%）、內蒙古（20.90%）、安徽（20.09%）、河南（18.01%）、甘肅（17.37%）、新疆（17.30%）、青海（16.51%）、河北（16.39%）、福建（15.55%）、湖北（15.14%）、山東（15.06%）、上海（14.53%）、江蘇（14.28%）、浙江（14.09%）、吉林（13.54%）、天津（13.16%）、遼寧（13.09%）。廣西和安徽由于高耗能行業投入生產導致用電大增，其用電量同比增長均超過20％
受災最嚴重的貴州和湖南增速放緩特別明顯，受國家節能減排和適度從緊的經濟政策影響，山西、寧夏、內蒙古等高耗能企業較為集中的省份，用電量增速出現了較大回落。其中山西增長5%，增速下降17.3個百分點；寧夏增長11.8%，增速下降22.9個百分點；內蒙古用電增長雖然仍然高達20.9%，但是增速下降14.24個百分點。
（三）電力生產及輸送環節能源利用效率又有較大幅度提高
一季度，全國6000千瓦及以上電廠發電生產供電標準煤耗為346克/千瓦時，同比下降9克/千瓦時，從去年以來下降幅度一直保持8克/千瓦時以上，結構調整的效果非常明顯。全國發電廠累計廠用電率6.00％，其中水電0.55％，火電6.54％。線路損失率5.43%，比上年同期下降0.12個百分點。
（四）電力行業利潤下降幅度較大
受災害，電煤價格持續高位、清潔環保上網電價增加，企業財務費用和利息支出增長等因素影響，電力行業利潤下滑十分明顯。1-2月份，電力行業利潤總額由去年同期的216.10億元下降到95.41億元，同比下降55.85％，低于煤炭行業利潤增速（66.8％）122.85個百分點。
各子行業利潤情況也都十分不理想，均出現了自去年來未有的利潤全面下滑。火電企業利潤僅為25.49億元，同比下降了75.39％；水電企業利潤僅完成 9465萬元，同比也下降了73.45％；核電企業和新能源發電企業分別實現利潤7.29和1.39億元，同比分別下降32.38％和9.05％。電力供應業因為一方面要消化脫硫上網電價、優先安排清潔電力和大機組發電帶來的上網電價增加因素，另一方面受災搶修電網，利潤也下降了37.63％
二、2008年二季度全國電力供需形勢分析預測
在國內國際經濟形勢日益復雜、經濟增長不確定性日益增多、經濟持續發展的困難日益突出的情況下，經過國家有針對性的宏觀調控，在工業化、城鎮化、市場化、國際化大趨勢不可逆轉的背景下，經濟有望繼續保持平穩較快的發展速度并有一定幅度的回落。作為國民經濟重要保障和基礎的電力行業，預計2008年二季度乃至下半年我國電力需求增速將在保持較快增長的前提下增速有所回落，用電結構得到一定優化。綜合考慮各方面因素判斷：2008年上半年全社會用電量增長率將持續上升到13.5％左右，全年在經濟沒有大的波動的情況下也能夠控制在13.5％左右的水平上，發電設備利用小時數將在上半年繼續略有下降，下半年略有上升，全年累計發電設備利用小時在5000小時左右。
2008年，全國電源投資和投產規模預計將在去年的高水平上略微回落，投資完成規模保持在3000億元左右，基建新增裝機在9000萬千瓦左右，全年計劃安排關停小火電機組1300萬千瓦。電網基本建設投資規模預計將進一步擴大到3000億左右，與電源基本建設投資規模基本持平。由于華東、華中、南方地區災后電網的恢復建設和重新評估加固建設，需要在年初確定的電網投資規模基礎上追加較大的資金投入，這將進一步加大對電力設備制造業及其原材料的需求。可以說，2008年，電力投資將在2007年的基礎上保持適度規模的增長，這有利于適度超前發展以滿足國民經濟發展的需要。
預計今年第二季度及下半年，電力供需將承接2、3月份以來逐月恢復增長的勢頭，保持平穩較快的增長，增速可能繼續緩慢走高；在裝機規模和輸配規模穩步增長的情況下，電力供應能力進一步增強，全國電力供需形勢總體基本平衡，個別省份略有緊張，電煤供需形勢整體偏緊并在部分地區將更顯突出，電煤供應和來水情況將是影響今年電力供需的決定性因素。
其中
國家電網公司經營區域內在電煤供應正常、外界環境沒有突發性影響因素等情況下，華北和華東電網電力供需基本平衡，華中、東北、西北電網電力總體平衡略有富裕。局部地區如山西、西藏受電力裝機不足，湖北、遼寧及華北等地煤炭不足，浙江受電網卡脖子影響，仍有可能出現電力供需緊張局面
。南方電網公司經營區域由于新增裝機較少、一次能源供應緊張等原因，南方電網電力供需形勢總體呈現電力電量雙缺局面，全網高峰期電力缺口800萬千瓦左右。其中，預計廣東最大電力缺口在600萬千瓦左右，燃油、燃氣供應及氣候等因素都將對電力平衡有較大影響。廣西電力供需基本平衡，并有外送能力。云南有機無水、有機無煤的情況較突出，枯水期受電煤供應制約，最大缺口150萬千瓦左右，汛期電力供應總體平衡。貴州平衡偏緊，電力缺口約100萬千瓦，但電煤供應存在較大不確定性。海南大機小網的矛盾突出，電網安全穩定運行壓力較大，在考慮特殊備用的情況下，在8、9月存在缺口20萬千瓦。
三、對當前電力供需一些問題的認識與建議
當前電煤問題是影響電力工業運行和經營的最主要問題，并且矛盾已經非常突出，如果不能很好的得到解決，可能會產生更大的問題。因此，迫切需要政府、行業、企業共同協作，采取更有力、更有針對性的措施加以解決。
（一）從長遠看，以能源體制改革為契機，鼓勵電力和煤炭企業的重組、聯營和多元化發展
由于大的煤炭企業和電力集團都是國有企業，按照國外能源市場化發展的經驗，許多電力企業本身就是集煤炭、電力生產和運營于一體的能源公司。一是借助國家加強對能源行業重視、組建國家能源局的有利時機，鼓勵電力企業和煤炭企業的優化重組，進一步總結和研究煤電一體化的方式和機制問題，建立煤電互保的機制體制，這對穩定和平衡電煤市場化帶來的煤價波動，減少電力企業經營風險和困難具有非常重要的意義；二是加強電煤與鐵路運力的協調，優先規劃和建設重要的運煤通道，解決運輸瓶頸問題；三是要以“十一五”規劃為指導，利用電力工業發展產業政策，鼓勵有條件地區加快建設大型煤電基地，借助電網輸電線路包括特高壓的建設，變輸煤為輸電，優化電煤資源及運輸流向結構，緩解煤炭運輸壓力；四是大力推動電源結構多元化，加快發展水電、核電風電等新能源和可再生能源，逐步減少對煤炭的依賴。
（二）從近期看，要加大對電煤的保障力度，做到“可控、可調、監管、服務”
可控——煤炭按市場化運作，是資源型價格改革的重要內容。但實踐證明，放開煤價也有市場失靈的部分，國家要調控。在電力企業經濟效益急劇下滑、煤炭企業利潤大幅上升的狀況下要堅決采取行政、法律和經濟手段加強對煤炭價格管理，嚴格提價限價政策措施。建議國家有關部門要加強對電煤市場價格的必要控制，要加強電煤市場的控制，從穩定市場的角度出發，堅決打擊少數煤炭企業不守信用、哄抬煤價的行為，維護良好、守信的電煤市場秩序。建議鐵路交通運輸部門對運價和運力也要做到可控，及時做好運力調整和優化，重點做好運力緊張地區的電煤搶運工作。
可調——電力價格由國家控制，電煤是重要的保障物資，但是在煤價過快上漲、行業經營情況整體惡化的情況下，電力價格也應該并可以進行適當的調整，這也是宏觀調控的重要內容。在近期物價上漲壓力較大、煤電聯動比較困難的情況下，建議國家把集中調控改為電煤價格分散疏導，發改委應提出嚴格的疏導電價的原則和要求，把這次電煤價格疏導責任主要落在各地方政府，各省根據省內電力企業虧損和電煤價格上漲現實情況，有差別的進行適當的價格疏導，或進行適當的政府補貼，在盡量不增加社會負擔的情況下維持企業基本的正常經營。
監管——電煤走向市場經濟需要加強監管。建議加強對煤炭流通環節的監管，確保電煤的正常流通；要加強對年初已經簽訂的供應合同執行情況檢查，確保按簽約合同的量、價供貨，提高合同的兌現率。要優先重點保障重要電廠的電煤供應，還要協調煤炭產運需三方盡快簽定補充合同。
服務——煤炭協會和中電聯應該協助政府為企業做好服務工作。配合政府做好協調，調研、測算、監督，認真做好行業自律。
（三）多方面解決電網建設困難，支持和促進電源與電網協調發展
建議政府進一步加快電力工程特別是電網工程項目的核準，將輸電走廊通道納入各級政府的地方規劃和土地利用規劃。將電源和電網送出項目同步核準，避免電源資源的閑置浪費。要考慮電網公司在抗災中的損失和目前的實際困難，拓展電網融資渠道，通過部分減免稅途徑幫助電網度過資金“瓶頸”的難關，盡快修復電網，滿足國民經濟災后重建并繼續實現又好又快發展的目標需求，同時要兼顧地方電網公司、農電企業的修復資金短缺問題，統籌規劃。
（四）切實加強電力需求側管理工作，利用經濟手段調節高耗能用戶用電需求
從今年供需形勢和平衡情況來看，電煤供應缺口、迎峰度夏期間的高負荷以及來水的不確定性都可能會增加電力供需矛盾。總之，2008年保電網安全運行、保可靠供電的壓力仍然很大。需求側管理是有效解決今年部分地區出現的電力缺口的重要手段。
建議政府引導電力企業和用戶要繼續提高對需求側管理工作的認識，落實好錯峰、避峰、限電等有序用電方案，千方百計確保居民生活用電和重要用戶用電不受影響，盡最大可能移峰填谷，減小實際發生的電力負荷缺口。要繼續執行差別電價政策，用經濟手段限制高耗能、高污染企業用電，停止不符合產業政策、違規建設和淘汰類企業用電，為國家節能降耗服務；要進一步發揮價格杠桿的作用，用經濟手段調節用電需求。
