2003年迎峰度夏电力供需形势分析报告

国家电力监管委员会供电监管所

□2003年全国用电增长速度在下半年可能会出现较为明显的回调

□负荷方面，预计华北电网、华东电网、西北电网和重庆电网的负荷增长较快

□经济发达地区、能源基地、高耗能工业发展较快的地区，均有可能出现夏季电力供需紧张局面

□根据在建项目建设进度，2003年预计投产将达到近2100万千瓦。其中上半年可投产1228万千瓦，可用于缓解迎峰度夏供需紧张局面   

据预测，2003年全国GDP增速将达到7%～8%，全国用电增长速度至少在10%左右，总体来讲，全国电力供需大体平衡，总体偏紧。受“非典”和气候偏凉爽等因素的影响，以及各地上半年采取了各种预防措施，今年夏季的电力供需形势与去年基本相当，除东北、西北、江西、安徽、福建和山东可以实现电量平衡或富余外，其余地区都存在一定缺口，尤其是华东地区、河北南部、山西、河南和川渝的供需矛盾较为突出，西北地区也因缺水而紧张。在采取得力措施，包括技术、经济和必要的行政措施后，这些地区的供需矛盾可以相对缓解，不致于对国民经济和社会发展产生不良影响。

2003年全国电力需求的影响因素

（1）气温气候对电力需求的影响。

按统计，华北电网、华东电网和山东电网的降温设备容量分别为1500、1100和350万千瓦左右。在华东，降温负荷增长10%，就会吃掉150万负荷，当气温超过30摄氏度以后，每升高一度，降温负荷的增长就会超过20%，由于电网负荷对温度越来越敏感，温度变化将直接影响电网迎峰度夏生产安排。

（2）投资对电力需求的影响。

基本建设投资的持续增长对拉动化工、建材、冶金和有色金属四大高耗电行业的用电增长明显。1～5月，这四个行业的用电增速分别达到13.08%、18.18%、22.11%和25.49%，用电增量占全国用电总增量的33.4%，直接拉动全国用电增长5.31个百分点。此外汽车行业的迅速发展、房地产行业的持续过热对以上四个行业的用电增长都具有明显的拉动作用。

（3）电价对电力需求的影响。

截至2002年12月，全国已有23个省（区、市）实现了城乡居民同网同价。其中，江苏、天津、上海、福建、重庆、湖北、云南等7省市还实现了城乡同类用电同价，农村居民生活电价比“两改”前平均每千瓦时约降低0.23元。城乡居民生活用电同价将会刺激居民用电，使居民生活用电保持持续快速增长势头。

（4）非典型肺炎的爆发对我国近期电力需求的影响。

“非典”爆发地区的第三产业用电增长速度出现下滑，但居民生活用电和部分化工、医药工业用电增速明显抬高，两相抵消。同时，第三产业占全社会用电量的11%左右，比重很小，受非典疫情影响比较大的北京、广东用电占我国全社会用电比重仅为13%。所以“非典”疫情对全国用电总量增长没有产生太大影响，在一定程度上，还会抑制今年夏季高峰用电负荷的增长。

（5）燃油价格对电力需求增长的影响。

伊拉战争结束后，原油价格开始稳定，对我国沿海一带地方小柴油机重新投入运行利好，会在一定程度上削减沿海地区主网的夏季负荷增长速度。

（6）负荷特性对电力需求的影响。

这些年来，各电网负荷特性已经发生较大变化，主要是高峰负荷持续时间越来越短，如华东电网超过统调电网最高用电负荷的90%以上负荷（2002年高达510万千瓦）的持续时间仅为97小时，超过95%以上负荷（2002年也超过250万千瓦）的持续时间仅为十几个小时；华中电网负荷超过最高用电负荷90%以上负荷（2002年高达300万千瓦）的持续时间为41小时，超过95%以上负荷（2002年高达150万千瓦）的持续时间仅为8小时。其他电网也有类似的情况。华东电网夏季高峰缺电的时间累计也就是10小时左右。

2003年全国迎峰度夏供需形势分析

2002年全国用电增长特点是先抑后扬，2003年一季度的用电增长实际上是保持去年后三季度以来的强势，2003年全国用电增长速度在下半年可能会出现较为明显的回调，这在前5个月全国用电增速变化上已经体现。2003年全国GDP增速按7%～8%考虑，结合我国近年的电力弹性系数变化规律、全国年用电的季度分配特点和当前用电增长形势等各种影响因素分析，预计2003年全国用电增长速度至少在10%左右，全年用电将达到17840亿千瓦时左右。负荷方面，2003年，全国主要电网的统调最大负荷仍将保持较高的增长速度，并且大部分电网最大负荷增长速度将高于用电量的增长速度。预计华北电网、华东电网、西北电网和重庆电网的负荷增长较快。

2003年全国用电增长较快的地区可以划分为三类：第一类为经济发达地区，包括浙江、江苏、山东、福建、上海和广东等地。这类地区由于投资环境良好，正逐渐成为全国乃至全球的加工基地，用电增长迅速。第二类为我国的能源基地（煤炭基地和水电基地），包括山西、内蒙古、云南、贵州、四川等地。这类地区由于自身的能源优势，先后出台了一系列高耗能企业，用电优惠政策导致用电增长迅速。此外，国家西部大开发的基本建设投资，对这些地区的用电增长有一定的推动作用。第三类为高耗能工业发展较快的地区，包括河北、河南、宁夏等地。这类地区高耗能工业用电增长，对全社会用电增长有决定性的影响。以上三类地区均有可能出现夏季电力供需紧张局面。

2002年底，全国全口径装机容量达到3.57亿千瓦，“十五”的前两年，新开工建设大中型电力项目4490万千瓦，2002年结转2003年大中型发电项目在建规模达到7402.3万千瓦。根据在建项目建设进度，2003年预计投产将达到近2100万千瓦。其中上半年可投产1228万千瓦，可用于缓解迎峰度夏供需紧张局面。

按2003年的新增装机进度及对全国各大电网2003年最大用电负荷预测，全国大部分夏季电力供需紧张地区主要表现为高峰时段缺电力。主要电网供需形势为：

华北电网：可调容量3900万千瓦，最大负荷4200万千瓦，其中北京将超过去年的824万千瓦，达到900万千瓦，考虑从东北送入60万千瓦（夏季达到80万千瓦），全网电力缺额大约为220～240万千瓦。华北电网主要是高峰时段缺电力。

华东电网：可调容量5100万千瓦，区外来电（考虑三峡、川电东送、福建送入和山西阳城送入）540万千瓦，最高负荷预计5900万千瓦，缺260万千瓦。华东电网主要是高峰时段缺电力。

华中电网：可调容量3080万千瓦，预计最大负荷3347万千瓦。从全年总体看，华中电网发电能力基本能满足负荷需求，但全网部分时段会有电量缺额。

西北电网：可调1600万千瓦，最大负荷1526万千瓦。全年电力基本平衡。但如果黄河来水继续保持特枯，可能造成龙羊峡、李家峡面临全停的严峻形势，将造成青海、宁夏和甘肃缺电。

南方电网：可调4400万千瓦，最大负荷3680万千瓦，其中，广东统调最高负荷将达到2400万千瓦。网内全年平衡。

四川电网：可调873万千瓦，最大负荷970万千瓦。送重庆25万千瓦，送华东55万千瓦。全年大部分月份电网供电能力不能满足最大负荷需求，电力缺口大约为100万千瓦。

重庆电网：可调395万千瓦（包括受四川25万，受贵州10万，受二滩80万），最大负荷426万千瓦，缺电力35万千瓦。对于电力缺额较大的电网，要从供给和需求两个方面，采取相应措施。

对策与建议

为缓解2003年和2004年电力供应不断加剧紧张的状况，满足国民经济发展和人民生活水平不断提高对电力的需求，尤其是迎峰度夏，保障夏季用电高峰的电力供应，必须采取多种有力措施。主要有：

1.采取较为灵活的峰谷电价机制，让用户在高峰时段自觉调整用电行为，鼓励机组在高峰时段多发电。

2.提高跨区、跨省联络线及重要断面的输送能力，发挥联网效益，尤其对于华东、华北和川渝电网来讲，更应如此。对网间电力电量交换，要采取较为灵活的购售电价机制，放松管制，促进资源流动。

3.调整在电力过剩时出台的不合理的电价优惠政策，抑制低效需求。要根据国家产业政策，对各级政府自行出台的鼓励用电政策进行清理，不符合产业政策的要予以取缔。

4.各电网合理安排系统运行方式，优化机组检修，提高现有机组的可用率和可靠性。提前做好缺电应急方案，确定紧急拉闸限电序位及事故处理预案，以确保电网安全稳定运行，降低缺电对生产及人民生活的影响。

5.加强需求侧管理，合理引导用电。针对目前我国各电网呈现的负荷特性，不失时机地加强电力需求侧管理工作，一定程度上可以缓解目前供电紧张的状况。譬如，推行峰谷电价，鼓励用户避峰填谷；采取蓄能技术，引导用户多用低谷电；实行可中断负荷，削峰填谷；增强节电意识，鼓励节约用电；采用行政手段，安排错峰用电等，可以转移部分高峰负荷，提高用电负荷率。

需求侧管理技术不仅是一个解决当前迎峰度夏的临时应急措施，也是节约与开发并重，提高能源利用效率，实现电力工业可持续发展的战略举措。虽然，几年前我国就已开展电力需求侧管理工作，但主要停留在理论研究、概念普及以及个别试点阶段。目前，建议尽快设置专项经费，成立课题研究组，研究在电力体制改革新形势下，如何将电力需求侧管理工作，由初期的市场导入，进入大范围有组织的开发应用，以产生更大的社会和经济效益。