2007年，受经济快速增长特别是工业快速增长等因素影响，电力消费继续保持高速增长，电力供应能力持续增强，全国电力供需形势总体基本平衡。但是，由于需求强劲、电网建设相对滞后等多种原因，全国仍有1 7个省级电网出现时段性、季节性电力供需紧张，其中广东较为突出。
一、2007年全国电力供需与经济运行形势分析
(一)电力供应情况．
1．发电装机容量超过7亿千瓦，增速回落，超额完成“关小"工作目标。
根据全国电力工业统计快报(2007年)统计，2007年全国基建新增发电设备容量(正式投产)1 0009万千瓦，是中国电力工业发展史上继2006年后第二个基建新增规模超过1亿千瓦的年份。其中，水电1 306．5万千瓦，火电8 1 58．35万千瓦，风电296．1 7万千瓦。新增发电装机保持很大规模是在需求依然旺盛、“关小”规模巨大情况下，保证全国电力供需形势进一步缓解的关键因素。截至2007年底，全国发电装机容量达到7 1 329万千瓦，同比增长14．36％，增速比2006年降低6．2个百分点，这也是2002年以来发电设备容量增速实现首次下降。其中，水电达到1 4526万千瓦，同比增长11．49％；、火电达到55442万千瓦，同比增长1 4．59％，增速比2006年降低9个百分点，增速开始明显放缓；水、火电机组装机容量占总容量的比例分别为20．36％和77．73％，同比分别下降O．53和上升O．1 6个百分点；核电达到885万千瓦，同比增长29．2％；并网生产风电设备容量达到403万千瓦，同比增长94．4％，规模相当于2007年之前所有年份的发展成果。截至2007年l 2月27日，我国关停小火电机组1 43 8万千瓦，共计553台，关停机组平均单机容量2．6万千瓦，超额43％完成年初关停1 000万千瓦的目标o
2．发电量高速增长，火电发电量增长尤为明显。
根据全国电力工业统计快报(2007年)统计，全国电力生产依然保持高速增长，全年全口径发电量完成32559亿千瓦时，同比增长14．4％，比上年同期提高O．3个百分点；其中水电4867亿千瓦时，约占全部发电量1 4．95％，增长1 7．6％，比上年同期提高l 3个百分点；火电26980亿千瓦时，约占全部发电量82．86％，增长1 3．8％，比上年同期降低2．4个百分点；核电626亿千瓦时，约占全部发电量1．92％，增长1 O．8％；风电56亿千瓦时，增长95．2％，比上年同期提高22个百分点。
3．发电设备累计利用小时下降幅度小于上年同期。
2007年，全国6000千瓦及以上发电设备利用小时为50 11小时，同比下降了1 87小时，比上年同期下降幅度少了40小时。火电、水电设备利用小时表现出不同的发展趋势，其中火电设备利用小时53 1 6小时，同比下降296小时，下降幅度比2006年下降幅度多43小时；水电设备利用小时3532小时，同比增加1 39小时；核电设备利用小时7737小时，降低69小时。
4．火部分地区电煤供应基本正常。
2007年，全国6000千瓦及以上发电生产耗用原煤l 2．82亿吨，增长1O．7％，低于同期火力发电量增长3．1个百分点，这是发电企业设备结构优化、企业节能降耗管理和优化调度方式等综合作用的结果。
2007年，直供电网全年累计供煤6．2 1亿吨，同比增加74 l 3万吨，日均供煤1 70．1万吨，同比增加20．3万吨，增幅1 3．6％；累计耗煤6．23亿吨，同比增加745 8万吨，日均耗煤1 70．6万吨，同比增加20．5万吨，增幅1 3．7％；年底库存241 5万吨，同比增加4万吨，较1 2月初减少4 1 3万吨，较年初增加1 3万吨。
南方电网电煤供应短缺情况比较严重。云南最为突出，年末缺煤停机容量250。万千瓦，全年除7～9月份外，均需实施计划用电。贵州在进入1 2月份后，因电煤供应不足缺煤停机逐步增多，1 2月至今年1月份仍不断恶化，最高达680万千瓦o
(二)电网输送情况
2007年，全国新增220千伏及以上电网输电线路4 l 334千米，同比增加6490千米；变电容量1 8830万千伏安，同比增加3482万千伏安。截至2007年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度达33．38万千米，同比增长1 7．45％；220千伏及以上变电容量达11．60亿千伏安，同比增长1 9．59％。“西电东送"规模和能力继续扩大；跨区送电量保持平稳增长，区域内西电东送电量稳步增加；省间送电很好地体现了相邻省份之间的相互调剂作用；进口电量减少，出口电量增长。
(三)电力消费情况
2007年，在工业生产特别是重工业继续快速增长情况下，电力消费保持了高速增长态势，但是受部分高耗能行业产品产量增幅回落作用，全社会用电量在7月份之后呈现增速持续回落的趋势，全年全社会用电量增速高位回落。全年全社会用电量完成32458亿千瓦时，同比增长14．42％，增幅比2006年上升O．26个百分点，比上半年回落了1．26个百分点。第一产业用电量完成860亿千瓦时，增长5．1 9％，增幅比上年同期降低4．99个百分点；第二产业用电量完成24847亿千瓦时，增长1 5．66％，增幅比上年同期提高1．05个百分点，比上半年回落了1．52个百分点；第三产业完成3 1 67亿千瓦时，增长1 2．08％，增幅比上年同期提高O．40个百分点，比上半年降低了O．08个百分点；城乡居民生活消费完成3584亿千瓦时，增长10．55％，增幅比上年同期下降3．94个百分点，比上半年降低了O．42个百分点。
2007年，电力消费弹性系数为1．26，略低于2006年全年的1．28(根据国家统计局2007年6月公布的GDP调整数据核算)。用电结构重型化趋势更加突出；重点行业用电过快增长的势头有所缓和；各地区用电增长不平衡的问题得到一定改善；中西部用电增速开始回落。各区域最高用电负荷和统调用电量同比快速增长，最高用电负荷增长率略高于统调用电量增长率。
(四)电力投资规模较高，比例结构趋于合理
． 根据全国电力工业统计快报(2007年)统计，2007年全国电力基本建设投资完成5492．9 1亿元，同比增长3．87％；其中，发电基本建设投资完成3041．5亿元，同比降低4．8 1％，发电基本建设投资连续两年高位略微回落，其占全部电力基本建设投资的比例由2006年的60．42％下降到2007年的55．37％，同比下降了5．05个百分点；电网基本建设完成投资245 1．41亿元，同比增长1 7．1％，全国电网基本建设投资比例由2005年的32．1 O％上升到．2006年的39．，58％：再上升到2007年的44．63％。可以看出，近几年我国电源投资规模过大、增速过快、比例过高的趋势已经得到明显改善：电源与电网协调、科学发展在逐步得到体现。
(五)电力生产及输送环节能源利用效率有较大幅度提高
2007年，全国6000千瓦及以上电厂发电生产供电标准煤耗为357克／千瓦时，同比下降1 O克／千瓦时，全年以来一直维持在360，克／千瓦时以内，结构调整和节能生产管理成效十分明显。发电标准煤耗为334克／千瓦时，同比下降9克／千瓦时，‘是下降幅度最大的一年。全国发电厂用电率5．92％，其中水电O．40％，火电6．75％。电网输电线路损失率为6．85％，比上年减少O．1 9个百分点。
(六)全国各地区供需形势
2007年，虽然电力消费增长超过预期，但是电力供应能力持续增强，一次能源供应基本正常，以及通过更加频繁有效的跨区跨省电能交易，全国电力供需形势表现为全国总体基本平衡，部分地区供需矛盾相对比较突出。总体来看，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻，受装机不足、来水不足、电煤(气、油)供应紧张、机组检修或非计划停运、电厂送出工程受阻、电网“卡脖子"等因素引起的缺电多样性特点更加明显。
二、2008年全国电力供需形势分析预测
(一)影响因素分析
1．国民经济增速在高位水平上稳步回落。
2．新投产装机规模略有回落，电网投资稳步增长
从初步调查统计的数据来看，。2008年全国电源投资和投产规模预计将在去年的高水平堂略微回落，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，全年计划安排关停小火电机组1 300万千瓦。电网基本建设投资规模预计将进一步扩大到3000亿元左右，与电源基本建设投资规模基本持平，电网基本建设投资重点解决电厂配套送出、跨省跨区主干电网、城市配电网及其他不协调电网的建设；促进电源、电网协调发展。由于华东、华中、南方地区灾后电网的恢复建设和重新评估加固建设，需要在年初确定的电网投资规模基础上追加较大的资金投人，这将进一步加大对电力设备制造业及其原材料的需求。
3．电煤供应矛盾比较突出，电煤价格上涨压力继续加大。
据各发电企业上报合同签订情况统计，在2008年煤炭产运需衔接合同汇总会议上，与煤炭企业共签订电煤合同59349万吨，已超出运力框架方案配置5 85 1 5万吨。其中五大发电公司共签订3447 1万吨，占总订货量的58．1％。电煤价格较2007年平均上涨35～45元／吨，涨幅11％～1 4％。从年初以来的电煤供应形势看，存在的问题主要有：
(1)部分新增机组燃煤资源没有完全落实。
(2)电煤价格上涨幅度过高，发电企业成本增加幅度较大。年初各发电企业基本按照煤炭企业提出的涨价要求签订了合同，据签约合同情况初步测算，此次电煤价格平均上涨35～45元／吨左右，按照5．85亿吨重点电煤计划计算，发电企业增加成本约205亿～265亿元，给电力企业生产经营带来很大压力。此外，今年初由于部分地方矿区停产整顿，日均电煤供应量减少，供需矛盾加剧，引起了电煤价格的进一步攀升，环比上涨幅度接近1 5％～20％；南方沿海部分发电企业为了保电生产，已不计成本高价采购电煤发电。
(3)前期电煤库存同比下降，形势仍然不容乐观。
(4)主要河流流域来水不理想，水电发电不确定性增加。
(二)全国电力供需形势分析预测
目前我国正处于工业化中期的重化工业化阶段，重工业保持快速增长的势头在短期内不会发生根本改变，对电力需求的拉动依然强劲。因此，2008年我国电力需求仍将保持较快增长。另一方面，由于国家不断加大宏观调控力度，严控固定投资过快增长、加大差别电价执行力度、取消部分高耗能产品出口退税等调控措施，将有效地遏制高耗能行业过快增长的势头，高耗能行业用电增长将会出现一定r回落i而且，随着对各地区“十一五"节能降耗目标考核力度的加大，各地区都将更加重视节能降耗工作，淘汰落后生产能力，对电力需求的增长有一定的抑制作用。在此影响下，预计2008年我国电力需求增速将有所回落。今年年初因部分地区的冰冻雨雪灾害，在第一季度乃至半年期内受电网供电能力尚未完全恢复的制约作用，当地人民生活和工业生产用电需求会受到L定的抑制，下半年这些用电需求尤其是工业用电需求可能会有所反弹，从全年累计以及全国整体情况来看，全社会用电量不会受到较大的影响．综合考虑各方面因素判断：2008年全社会用电量增长率将在1 2．5％左右，全年电力消费弹性系数将继续下降到1．2左右二各月发电设备利用小时数将在上半年继续下降，下半年略上升，全年累计发电设备利用小时将在5000小时的水平上略有下降。
三、对当前电力供需一些问题的认识与建议
(一)深入分析由雨雪冰冻等多种因素造成的电力供需矛盾问题，采取综合措施保障“两会"、奥运期间和电力供应及生产生活用电需求。
(二)从机制人手，提高国家对资源的控制力，建立稳定可靠的电煤供应长效机制。
建议：一是国家要加强对能源资源行业的规划和管理，提高能源工业保障国家经济运行和经济发展的能力。应尽快研究统筹各行业对电煤需求量、运输能力的需求，把应急状态逐步转入正常的经济运行状态，建立健全常态的确保电煤充足供应机制，避免再度出现电煤制约性的电力供应紧张局势。二是建议国家采取多种措施，加快能源资源行业的整合，提高国家对能源资源行业的控制力。三是建议国家政府有关部门根据煤炭价格上涨的实际情况，以及电力企业的实际困难，适当时机考虑对电煤价格涨幅大的重点地区、省份实施煤电价格疏导，促进电力企业可持续发展。
(三)尽快补充电网修复和后期建设资本金，促进电网科学发展
电网建设相对滞后、电网电源投资比例失调的问题是中国电力发展过程中长期存在的问题。近几年，两大电网公司为了更好地满足电力输配需求，积极开展电网建设。但是，由于电网融资渠道少等问题，电网建设资本金相对短缺，按照“十一五”电力发展规划，仅靠电网公司自身利润已无法满足电网发展需要，迫切需要通过多种途径补充资本金，促进电网科学发展。特别是受灾电网的抢修恢复，需要在各公司原筹划的资金基础上，追加较大幅度的资金支持。
建议政府能够考虑电网公司目前的实际困难，拓展电网融资渠道，通过部分减免税途径帮助电网度过资金“瓶颈"的难关，尽快恢复电网，满足国民经济灾后重建并继续实现又好又快发展的目标需求，同时要兼顾地方电网公司、农电企业的修复资金短缺问题，统筹规划。
(四)关注和解决火电企业效益急速下滑的问题
根据国家统计局统计数据计算，2007年1～11月份，火电企业利润增长率为13．5 1％，与1～5月和1～8月火电企业利润率增长率55．36％、29．1％相比，下降趋势十分明显；1～l 1月份火电企业利润增速比全国各行业利润增长率低23．1 8个百分点，考虑2007年全年火电发电量同比增长1 3．8％因素，火电主营生产业务基本依靠发电增长量所得。由于电力发电企业亏损面迅速扩大、负债上升、利润增速低于发电量增速，给企业经营和行业可持续发展造成很大影响，值得有关部门关注和重视。根据分析，火电企业利润下滑的原因主要是电煤价格上涨过快引起的。据统计，2007年电煤订货会合同价格比2006年实际结算价格上涨了30元／吨左右，2008年电煤订货会合同价格同比又上升了35元左右，目前由于缺煤引起的电煤价格还在环比上升，在第三次煤电联动政策没有启动，同时，水资源收费、脱硫价格补偿不足、脱硫热价无补偿、排污费上涨、空冷机组无补偿等也增加了火电企业生产成本，这些都给火电企业造成了很大的生产经营压力。
建议政府进一步分地区梳理火电厂上网电价，逐省解决电价矛盾，理顺上网电价与销售电价，特别是关注内蒙古、山东、贵州、云南等矛盾比较突出的省区的实际情况；根据电煤价格测算汇总结果．，可在适当时机考虑对电煤价格涨幅大的重点地区、省份实施煤电价格疏导；同时建议在电价疏导过程中能够反映资源收费、脱硫、空冷等因素，做到价格补偿逐步到位，尽快建立适应市场环境的电价形成机制。
