一、2008年第一季度全国电力供需与经济运行形势分析
第一季度尤其是1-2月份，虽然电力供应能力快速增长，但受电煤供应紧张和严重雨雪冰冻灾害影响，电力供应紧张状况有所加剧，缺煤停机和缺电问题比较严重，部分地区电力供需矛盾比较突出，个别受灾严重的地区停电时间长达10天以上。全国因电煤供应不足影响火电机组出力、持续冰灾造成部分电网设备严重受损、网络能力受限、发电机组非计划停运、装机不足、来水偏枯、机组检修、燃气不足和燃油价格高启等原因，共造成四川、重庆、河南、湖北、陕西、京津唐、山东、山西、江苏、安徽、福建、浙江、湖南、江西、上海、西藏、广东、广西、云南、海南、贵州等21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。一季度冰冻雨雪期间，全国尖峰负荷最大电力缺口在4000万千瓦左右，比2007年的1000万千瓦明显增加。进入3月份,电力供需基本平衡，电煤供应仍然是制约供应能力的主要因素。
（一）电力供应情况
1.发电装机稳步增长，供应能力持续增强
一季度，全国基建新增生产能力1246万千瓦，比去年同期下降60万左右。由于南方部分地区雨雪冰冻灾害等因素影响，火电装机比去年同期少增197万千瓦。截止2007年3月底，全国6000千瓦以上电厂发电设备总容量为6.93亿千瓦，比上年同期增长14.4％，其中，水电、火电分别为1.23和 5.55亿千瓦，比上年同期分别增长14.3％和13.9％，核电装机885万千瓦，比上年同期增长29.2％。
2.发电量高速增长中增速略有回落，火电发电量增长回落尤为明显
2008年一季度，全国规模以上电厂发电量8051亿千瓦时，比去年同期增长14.0%，增速比去年同期回落1.5个百分点。
火电发电量7073亿千瓦时，增长13.4%，增速比去年同期回落5.1个百分点，所占比重比去年同期回落了0.51个百分点；
水电发电量751亿千瓦时，增长11.4%，增速比去年同期提高5.1个百分点；但是水电发电量所占总发电量的比重回落0.19个百分点。这主要是由于今年水电出力总体比去年同期较好；核电受新投投产和优先调度作用，生产发展势头较好，用电增速快速上升，达到40.1％。
虽然一季度发电量增速比去年有所回落，但各月增速却在逐月明显回升，如2、3月当月发电量分别增长11.3%和14.0%。
3.发电设备累计利用小时下降幅度明显放缓
一季度，全国发电设备累计平均利用小时为1157小时，比去年同期降低20小时。其中，水电564小时，比去年同期降低11小时；火电1282小时，比去年同期降低20小时。若剔除湖南、贵州不可抗力影响造成的利用小时下降，其他省份发电设备利用小时合计仅比去年同期下降5小时。
与1－2月份相比，3月当月发电设备利用小时比去年同期水平提高9个小时，其中，火电提高14小时。可以说，从2005年四季度开始的发电设备利用小时持续下降的趋势已经明显放缓。
发电设备利用小时数上升的省份明显增多，天津、河北、吉林、江苏、福建、山东、河南、甘肃、新疆等省份利用小时上升，上海、安徽和广东上升更为明显。
4.电煤消耗和价格处于高位，缺煤停机问题比较严重
一季度，全国电煤耗用还是保持了较高的增长。全国发电消耗原煤3.25亿吨，比去年同期增加3321万吨，同比增长12.80%；供热消耗原煤5179万吨，比去年同期增加762万吨；全国发电和供热日均耗煤414万吨，平均每天比去年同期多耗用45万吨。
1-3月份，电煤供需比较紧张，直供电网日均供煤189.5万吨，日均耗煤189.3万吨；1月底、2月底、3月底直供电网电煤库存分别为1724、 2797和2266万吨，分别较去年同期减少534、38和389万吨，可用天数分别为8、14和12天。特别是1月26日库存仅有1649.5万吨，平均可用七天，为历史最低水平。南方电网由于电煤产能不足、煤矿停产、煤价高启等原因，电煤供应也存在很大的矛盾。
一季度，全国3月底库存2266万吨，同比减少389万吨，可耗用12天。日最大缺煤停机容量4000万千瓦，存煤低于三天耗用水平的机组容量超过7000万千瓦，严重制约了火电发电能力。电煤价格继续高位上涨。在2007年全国电煤价格平均上涨35-40元/吨、涨幅超过10％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，部分地区甚至超过70元/吨。最近，据发电企业反映，在山西、陕西、河南、山东、四川、安徽、江苏、辽宁、内蒙古、河北、甘肃、贵州、湖南和云南等省区，各电力企业都接到煤炭企业书面或口头的通知，要求上调电煤价格。据不完全统计，煤炭企业要求涨价基本都在30－50元之间，甚至更高。电煤价格持续高位上涨已经完全超出了企业的承受能力。2007年以来平均电煤价格累计涨幅超过100元以上。
（二）电力需求情况
1.全社会用电量增速高位回落
全社会用电量 一季度，全国全社会用电量8133.98亿千瓦时，同比增长13.04%，增速比去年同期降低1.88个百分点。
产业用电结构发生新变化：一是第二产业用电同比增长11.83%,比去年同期下降了5.03个百分点，比去年全年增速降低3.83个百分点；同时下降幅度又大于全社会用电量增速下降幅度；二是第一、第三产业和城乡居民生活用电量增速分别比去年同期提高5.7、4.43和10.83个百分点；三是受用电增速变化的影响，全国电力消费结构重型化趋势略有改观，第二产业用电结构降低1.01个百分点,第三产业和城乡居民生活用电结构分别提高了0.25和0.84 个百分点。
2、工业用电增速放缓，重工业用电增长贡献率减少
一季度，全国工业用电量为6026.91亿千瓦时，同比增长11.79%，增速比上年同期降低5.04个百分点；轻、重工业用电量同比增长分别为 8.61%和12.50%，增速比上年同期分别降低2.88和5.60个百分点，比上年全年分别降低1.19和4.80个百分点。
重工业用电增长对全社会用电增长的贡献率为58.17%（去年同期为72.39％），同比下降了13.68个百分点。但是与1－2月比较，1－3月重工业增长贡献率增加了近5个百分点，增加的百分点数与去年同期基本持平。
3、重点行业用电过快增长的势头明显回落，贡献率明显下降
一季度，由于雨雪冰冻灾害期间优先保证居民与重要用户用电、限制高耗能行业生产，高耗能产品出口增速放缓以及结构调整效果初现等因素共同作用，重点行业用电过快增长的势头明显回落，增速同比大约下降了6个百分点左右，其中，化工行业降低了4个百分点左右，建材行业基本保持稳定，钢铁行业和有色行业分别下降了10个和20个百分点左右，下降非常明显，交通运输制造业和建筑业也都略有下降。
一季度，化工、建材、冶金、有色四大行业用电量增速明显高于全社会用电增速的特点已经不是非常明显。四大行业用电增长对全社会用电增长的贡献为30.73%,比2007年底的贡献率（44.84％）降低了14.11个百分点。
4.各地区用电增长不平衡的问题有所加剧，受灾地区用电增速在逐月增加
一季度，由于部分地区受灾以及部分地区高耗能行业投产影响，从电力消费方面来看，省间电力消费发展不平衡的问题有所加剧，受灾地区用电增速在逐月增加。用电量同比增长超过全国平均水平（13.04%）的省份依次为：广西（22.52%）、内蒙古（20.90%）、安徽（20.09%）、河南（18.01%）、甘肃（17.37%）、新疆（17.30%）、青海（16.51%）、河北（16.39%）、福建（15.55%）、湖北（15.14%）、山东（15.06%）、上海（14.53%）、江苏（14.28%）、浙江（14.09%）、吉林（13.54%）、天津（13.16%）、辽宁（13.09%）。广西和安徽由于高耗能行业投入生产导致用电大增，其用电量同比增长均超过20％
受灾最严重的贵州和湖南增速放缓特别明显，受国家节能减排和适度从紧的经济政策影响，山西、宁夏、内蒙古等高耗能企业较为集中的省份，用电量增速出现了较大回落。其中山西增长5%，增速下降17.3个百分点；宁夏增长11.8%，增速下降22.9个百分点；内蒙古用电增长虽然仍然高达20.9%，但是增速下降14.24个百分点。
（三）电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高
一季度，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6.00％，其中水电0.55％，火电6.54％。线路损失率5.43%，比上年同期下降0.12个百分点。
（四）电力行业利润下降幅度较大
受灾害，电煤价格持续高位、清洁环保上网电价增加，企业财务费用和利息支出增长等因素影响，电力行业利润下滑十分明显。1-2月份，电力行业利润总额由去年同期的216.10亿元下降到95.41亿元，同比下降55.85％，低于煤炭行业利润增速（66.8％）122.85个百分点。
各子行业利润情况也都十分不理想，均出现了自去年来未有的利润全面下滑。火电企业利润仅为25.49亿元，同比下降了75.39％；水电企业利润仅完成 9465万元，同比也下降了73.45％；核电企业和新能源发电企业分别实现利润7.29和1.39亿元，同比分别下降32.38％和9.05％。电力供应业因为一方面要消化脱硫上网电价、优先安排清洁电力和大机组发电带来的上网电价增加因素，另一方面受灾抢修电网，利润也下降了37.63％
二、2008年二季度全国电力供需形势分析预测
在国内国际经济形势日益复杂、经济增长不确定性日益增多、经济持续发展的困难日益突出的情况下，经过国家有针对性的宏观调控，在工业化、城镇化、市场化、国际化大趋势不可逆转的背景下，经济有望继续保持平稳较快的发展速度并有一定幅度的回落。作为国民经济重要保障和基础的电力行业，预计2008年二季度乃至下半年我国电力需求增速将在保持较快增长的前提下增速有所回落，用电结构得到一定优化。综合考虑各方面因素判断：2008年上半年全社会用电量增长率将持续上升到13.5％左右，全年在经济没有大的波动的情况下也能够控制在13.5％左右的水平上，发电设备利用小时数将在上半年继续略有下降，下半年略有上升，全年累计发电设备利用小时在5000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1300万千瓦。电网基本建设投资规模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。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入，这将进一步加大对电力设备制造业及其原材料的需求。可以说，2008年，电力投资将在2007年的基础上保持适度规模的增长，这有利于适度超前发展以满足国民经济发展的需要。
预计今年第二季度及下半年，电力供需将承接2、3月份以来逐月恢复增长的势头，保持平稳较快的增长，增速可能继续缓慢走高；在装机规模和输配规模稳步增长的情况下，电力供应能力进一步增强，全国电力供需形势总体基本平衡，个别省份略有紧张，电煤供需形势整体偏紧并在部分地区将更显突出，电煤供应和来水情况将是影响今年电力供需的决定性因素。
其中
国家电网公司经营区域内在电煤供应正常、外界环境没有突发性影响因素等情况下，华北和华东电网电力供需基本平衡，华中、东北、西北电网电力总体平衡略有富裕。局部地区如山西、西藏受电力装机不足，湖北、辽宁及华北等地煤炭不足，浙江受电网卡脖子影响，仍有可能出现电力供需紧张局面
。南方电网公司经营区域由于新增装机较少、一次能源供应紧张等原因，南方电网电力供需形势总体呈现电力电量双缺局面，全网高峰期电力缺口800万千瓦左右。其中，预计广东最大电力缺口在600万千瓦左右，燃油、燃气供应及气候等因素都将对电力平衡有较大影响。广西电力供需基本平衡，并有外送能力。云南有机无水、有机无煤的情况较突出，枯水期受电煤供应制约，最大缺口150万千瓦左右，汛期电力供应总体平衡。贵州平衡偏紧，电力缺口约100万千瓦，但电煤供应存在较大不确定性。海南大机小网的矛盾突出，电网安全稳定运行压力较大，在考虑特殊备用的情况下，在8、9月存在缺口20万千瓦。
三、对当前电力供需一些问题的认识与建议
当前电煤问题是影响电力工业运行和经营的最主要问题，并且矛盾已经非常突出，如果不能很好的得到解决，可能会产生更大的问题。因此，迫切需要政府、行业、企业共同协作，采取更有力、更有针对性的措施加以解决。
（一）从长远看，以能源体制改革为契机，鼓励电力和煤炭企业的重组、联营和多元化发展
由于大的煤炭企业和电力集团都是国有企业，按照国外能源市场化发展的经验，许多电力企业本身就是集煤炭、电力生产和运营于一体的能源公司。一是借助国家加强对能源行业重视、组建国家能源局的有利时机，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一体化的方式和机制问题，建立煤电互保的机制体制，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；二是加强电煤与铁路运力的协调，优先规划和建设重要的运煤通道，解决运输瓶颈问题；三是要以“十一五”规划为指导，利用电力工业发展产业政策，鼓励有条件地区加快建设大型煤电基地，借助电网输电线路包括特高压的建设，变输煤为输电，优化电煤资源及运输流向结构，缓解煤炭运输压力；四是大力推动电源结构多元化，加快发展水电、核电风电等新能源和可再生能源，逐步减少对煤炭的依赖。
（二）从近期看，要加大对电煤的保障力度，做到“可控、可调、监管、服务”
可控——煤炭按市场化运作，是资源型价格改革的重要内容。但实践证明，放开煤价也有市场失灵的部分，国家要调控。在电力企业经济效益急剧下滑、煤炭企业利润大幅上升的状况下要坚决采取行政、法律和经济手段加强对煤炭价格管理，严格提价限价政策措施。建议国家有关部门要加强对电煤市场价格的必要控制，要加强电煤市场的控制，从稳定市场的角度出发，坚决打击少数煤炭企业不守信用、哄抬煤价的行为，维护良好、守信的电煤市场秩序。建议铁路交通运输部门对运价和运力也要做到可控，及时做好运力调整和优化，重点做好运力紧张地区的电煤抢运工作。
可调——电力价格由国家控制，电煤是重要的保障物资，但是在煤价过快上涨、行业经营情况整体恶化的情况下，电力价格也应该并可以进行适当的调整，这也是宏观调控的重要内容。在近期物价上涨压力较大、煤电联动比较困难的情况下，建议国家把集中调控改为电煤价格分散疏导，发改委应提出严格的疏导电价的原则和要求，把这次电煤价格疏导责任主要落在各地方政府，各省根据省内电力企业亏损和电煤价格上涨现实情况，有差别的进行适当的价格疏导，或进行适当的政府补贴，在尽量不增加社会负担的情况下维持企业基本的正常经营。
监管——电煤走向市场经济需要加强监管。建议加强对煤炭流通环节的监管，确保电煤的正常流通；要加强对年初已经签订的供应合同执行情况检查，确保按签约合同的量、价供货，提高合同的兑现率。要优先重点保障重要电厂的电煤供应，还要协调煤炭产运需三方尽快签定补充合同。
服务——煤炭协会和中电联应该协助政府为企业做好服务工作。配合政府做好协调，调研、测算、监督，认真做好行业自律。
（三）多方面解决电网建设困难，支持和促进电源与电网协调发展
建议政府进一步加快电力工程特别是电网工程项目的核准，将输电走廊通道纳入各级政府的地方规划和土地利用规划。将电源和电网送出项目同步核准，避免电源资源的闲置浪费。要考虑电网公司在抗灾中的损失和目前的实际困难，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，尽快修复电网，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）切实加强电力需求侧管理工作，利用经济手段调节高耗能用户用电需求
从今年供需形势和平衡情况来看，电煤供应缺口、迎峰度夏期间的高负荷以及来水的不确定性都可能会增加电力供需矛盾。总之，2008年保电网安全运行、保可靠供电的压力仍然很大。需求侧管理是有效解决今年部分地区出现的电力缺口的重要手段。
建议政府引导电力企业和用户要继续提高对需求侧管理工作的认识，落实好错峰、避峰、限电等有序用电方案，千方百计确保居民生活用电和重要用户用电不受影响，尽最大可能移峰填谷，减小实际发生的电力负荷缺口。要继续执行差别电价政策，用经济手段限制高耗能、高污染企业用电，停止不符合产业政策、违规建设和淘汰类企业用电，为国家节能降耗服务；要进一步发挥价格杠杆的作用，用经济手段调节用电需求。
