发电利用小时数将跌破五千

　　《2007年全国电力市场分析预测报告》发布

　　本网讯 记者陆文辉报道 1月23日，国家电网公司正式发布《2007年全国电力市场分析预测报告》。该报告预计，今年全国发电设备利用小时数将降至4900～5000小时，下降约220～320小时。

　　2006年12月，国家电网公司所属各网省公司启动了2007年电力市场分析预测报告的编制工作。根据各网省公司报告反映的情况，报告预计，2007年全国ＧＤＰ增速将低于2006年水平，增速为9．5％～10．3％；全社会用电量增长11％～12．5％，达到31300亿～31800亿千瓦时；全国新增发电装机将达9500万千瓦左右；通过跨区跨省电能调剂，全国各区域电网均可实现平衡，但局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响仍可能出现短时供需紧张。

　　报告还提出了，优化“十一五”后三年的电源开工项目、加强电网建设、高度关注电煤和燃气供应情况、继续推进建立需求侧管理长效机制等主要建议。

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　　2007年全国电力市场分析预测报告

　　2006年电力供需形势

　　2006年，全国宏观经济运行继续保持了增长较快、效益较好、物价较低、运行较稳的良好局面，预计全年ＧＤＰ增长10．5％，增速同比加快0．3个百分点，实现了“十一五”的良好开局。

　　电力消费

　　 全社会用电量保持较快增长，增速继续高于ＧＤＰ。2006年，全国全社会用电量达到28248亿千瓦时，增长14．0％，增幅较2005年提高0．4个百分点。其中，第一产业用电增长9．9％，第二产业用电增长14．3％，第三产业用电增长11．8％，居民生活用电增长14．7％。用电结构由2005年的3．0：75．4：10．2：11．4转变为2．9：75．6：10．0：11．5，第二产业和居民生活用电比重继续提高。从逐月累计用电增速的变化趋势来看，总体呈现前低后高、逐月加快的态势，全年累计增速比

　　1～2月累计增速提高2．3个百分点。

　　2006年，国家电网公司经营区域全社会用电量达到22519亿千瓦时，同比增长14．0％。

　　工业用电增速继续高于全社会用电，重工业用电增速继续明显高于轻工业用电。2006年，工业用电量同比增长14．4％，其中重工业用电增长14．9％，分别高于全社会用电增速0．4和0．9个百分点，重工业对全社会用电增长的贡献率进一步提高。

　　高耗电行业用电继续保持快速增长。2006年，黑色金属、有色金属、建材和

化工四大高耗电行业用电合计增长17．2％，增速同比提高1．6个百分点。其中，有色金属用电增长25．1％，增速同比提高12个百分点；建材行业用电增长15．4％，增速同比提高2．2个百分点；黑色金属用电增长19．6％，增速同比提高1．7个百分点；化工行业用电增长10．3％，增速同比下降6个百分点。

　　华北、东北、西北地区用电增速明显加快，南方地区用电增速与上年基本持平，华东、华中地区用电增速出现回落。华北地区用电增长最快，达到17．1％，增速同比提高1个百分点。西北地区用电增速提高最多，同比提高4．4个百分点，达到14．5％。东北地区增速实现两位数增长，同比提高2．7个百分点，达到10．0％，但仍然是用电增长最低的地区。南方地区用电增长12．8％，同比提高0．7个百分点。华东地区用电增长达到14．8％，位居各地区第二，但同比回落2．3个百分点。华中地区用电增速为12．1％，同比

　　回落2．8个百分点。

　　分省来看，全国有25个省份用电增速保持两位数增长。用电增速排名前6位的分别是内蒙古（30．6％）、宁夏（24．7％）、海南（19．3％）、山东（18．8％）、青海（18．1％）和江苏（17．2％），后6位的分别是北京（7．1％）、上海（7．3％）、黑龙江（7．3％）、吉林（9．1％）、西藏（9．4％）和甘肃（9．7％）。

　　随着电力供需矛盾的缓解，统调电网用电负荷增速高于用电量增速。2006年，全国主要电网统调最高负荷合计为3．86亿千瓦，同比增长16．1％，高于统调用电量增速0．2个百分点。其中，华东、华北电网最高负荷分别突破1亿千瓦。

　　电力生产与供应

　　 新投产装机容量突破1亿千瓦，发电设备利用小时数进一步下降。2006年，全国新投产装机容量达到1．02亿千瓦，其中水电1092万千瓦，火电8913万千瓦，核电100万千瓦。至2006年年底，全国装机容量已达到6．22亿千瓦，同比增长20．3％。其中，国家电网公司经营区域新投产机组容量达到8300万千瓦（包含蒙西370万千瓦）。

　　全国累计发电量为28344亿千瓦时，同比增长13．5％。其中，由于来水偏枯，水电发电量4167亿千瓦时，同比仅增长5．1％；火电发电量23573亿千瓦时，同比增长15．3％。

　　随着供需形势的进一步缓和，全国发电设备累计平均利用小时数为5221小时，比上年减少了203小时。其中，水电设备平均利用小时数为3434小时，同比减少230小时；火电设备平均利用小时数为5633小时，同比减少233小时。

　　加快电网建设和改造，电网输送能力明显提高。2006年，全国新投产220千伏及以上输电线路35145千米、变电容量15531万千伏安。其中，国家电网公司投产26914千米、变电容量12026万千伏安。2006年，国家电网公司累计完成电网投资1760亿元，同比增长43％；跨区电网建设共计投产交直流线路4110千米、变电容量450万千伏安。晋东南－荆门特高压交流试验示范工程开工建设；阳城输电系统加强、三万线加装串补、陕北神木电厂送出等跨区工程按期投运；三沪直流工程提前投产。

　　国家电网公司积极实施提高现有电网输送能力工程，加大对现有电网技术改造的力度，到2006年年底，已累计提高各电压等级电网输送能力8500万千瓦，电网供电能力进一步增强。

　　电力供需形势

　　 全国电力供需总体基本平衡，电力供需矛盾明显缓解。尽管2006年仍有部分地区出现拉电或限电，但持续的时间短暂，多为高峰负荷时段短时拉限电，拉电条次及拉电损失电量均不足上年的4％。随着近年来电源的大规模集中投产，供需形势紧张的原因主要是气候异常（高温干旱或来水特枯）以及电网输配电能力不足等。

　　局部地区电力供需仍然偏紧。分大区来看，华东、华北、西北、东北地区总体电力供需平衡。华中地区水电比重大，受来水偏枯和电煤、天然气供应紧张影响，存在季节性供电紧张；南方地区由于装机不足、来水偏枯等原因，电力供应仍然偏紧。

　　分省来看，山西、辽宁、四川、重庆、湖北、西藏、广东、云南等地区供需偏紧。山西主要因装机不足导致供电紧张；辽宁由于电力需求快速增长、装机不足、局部电网“卡脖子”、东北主网来水偏枯等原因，电力供需紧张局面有所加剧；四川、重庆、湖北、云南等地区主要因来水不足、电煤紧张而导致供电比较紧张；广东电网由于装机不足、贵州电力送出网络受阻等原因导致电力供需形势依然偏紧；西藏因电力需求快速增长，在装机不足和来水偏枯的影响下，冬季供需较为紧张。黑龙江供电能力仍然富余，安徽、江苏、

福建、河南、江西、甘肃

　　、贵州开始出现电力富余。

　　发挥大电网优化配置资源的能力，缓解部分地区供需紧张。国家电网公司充分发挥大电网优势，积极推动电力市场建设和跨省、跨区电力调度，灵活调整电网运行方式，进一步发挥电网优化资源配置的功能。2006年，国家电力市场交易电量完成1685亿千瓦时，同比增长17．7％；省间电量交换完成1445亿千瓦时，同比增长6．3％。针对四川、重庆等地区夏季严重干旱高温、电力供应紧张状况，及时减少川电外送计划，组织华中主网、西北电网向川渝电网送电；针对辽宁部分地区电力供需紧张状况，及时组织华北向东北送电40万

　　千瓦；针对南方电网一、四季度供需紧张情况，组织100万千瓦电力支援南方。

　　2007年形势分析预测

　　运用国家电网公司电力供需实验室研究成果，预计2007年全国ＧＤＰ增速将低于2006年水平，增长9．5～10．3％，全社会用电量增长11～12．5％，达到31300亿～31800亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域全社会用电量24930亿～25260亿千瓦时，同比增长10．7～12．2％。

　　预计2007年全国新增发电装机将达9500万千瓦左右，其中国家电网公司经营区域新增装机约8000万千瓦。2007年年底，全国发电装机容量将达到7．2亿千瓦。

　　电力电量平衡计算结果表明：

　　2007年，通过跨区跨省电能调剂，全国各区域电网均可实现平衡。其中，华中、西北总体电力富余，东北、华北、华东、南方基本平衡。局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响，仍可能出现短时供需紧张。预计全国发电设备利用小时数将降至4900～5000小时，下降约220～320小时；其中火电设备利用小时数将降至5200～5300小时，下降约330～430小时。

　　各区域电网电力供需形势：

　　华北区域电网

　　 2007年，华北电网总体供需平衡。统调火电设备利用小时数约为5000小时。其中，山西电网一季度供需仍然偏紧；京津唐、河北南网电力供需基本平衡；蒙西、山东逐步出现供大于求的局面。

　　东北区域电网

　　 2007年，东北电网总体供需平衡，二、三季度略有富余。统调火电设备利用小时数约为5600小时。其中，辽宁上半年供需较为紧张，下半年将趋于平衡，吉林、黑龙江供大于求。

　　华东区域电网

　　2007年，华东电网总体供需平衡，一、二、四季度略有富余，三季度供需基本平衡。统调火电设备利用小时数约为5300小时。其中，上海、浙江供需基本平衡；江苏、安徽和福建供应能力富余。

　　华中区域电网

　　 2007年，华中电网总体供需平衡有余，各季度富余电力均超过1000万千瓦。统调火电设备利用小时约为4200小时。其中，河南、江西电力富余；湖北、四川等地区受电煤供应和来水的影响，枯水期仍然有少量缺口；重庆电力供需基本平衡。

　　西北区域电网

　　 2007年，西北电网总体供需平衡有余，各月电力富余容量在500万～700万千瓦，全年富余电量330亿千瓦时。统调火电设备利用小时约为5500小时。其中，陕西、甘肃、宁夏电力供需基本平衡；青海富余容量较多；新疆有少量缺口。

　　另外，西藏地区枯水期电力供需仍然紧张，丰水期供需基本平衡。

　　南方区域电网

　　2007年，南方电网电力装机不足的局面将得到扭转，电力供需总体基本平衡。一季度仍偏紧张，二季度电力供需基本平衡，三季度开始略有富余。统调火电设备利用小时约为5400小时。其中，广东、广西一季度电力供应仍然紧张，二季度后可基本平衡；云南、海南电力供需基本平衡；贵州富余容量较多。

　　2008年形势展望

　　预计2008年全国全社会用电量将达到3．47万亿千瓦时，增长10％左右。初步统计表明，2008年，全国新增发电装机约8000万千瓦。

　　2008年，全国电力供需总体平衡有余。其中，华中电网富余容量较多；华北、西北、华东电网电力供需平衡略有富余；东北、南方电网电力供需基本平衡。全国发电设备利用小时数继续降至4750小时左右，下降150小时，其中火电设备利用小时数将降至5000小时左右，下降约200小时。

　　主要建议

　　优化“十一五”后三年的电源开工项目，加快电源结构调整

　　2005年和2006年，全国新投产机组容量分别达到7500万千瓦和1亿千瓦，初步统计，2007年新投产机组容量将达9500万千瓦左右。三年投产2．7亿千瓦，全国装机容量年均增长17％，电源项目大规模投产，电力供应能力大幅度提高。

　　但是，在电源结构中、小火电机组所占比重仍然较高。2006年年底，全国平均单机容量不足7万千瓦，单机10万千瓦及以下小火电机组占火电装机容量的比重接近30％。关停煤耗高、污染重的小火电机组对于电力工业节能减排意义重大。

　　建议国家抓住当前电力供需矛盾缓和的有利时机，加强对电源项目的统一规划和管理，加快电源结构调整：一方面加大关停小火电力度，另一方面加快“十一五”后三年的电源开工项目优选工作，加大高效、清洁发电机组的建设力度；同时，适度控制东部地区煤电建设规模，降低东部地区环保压力及环境成本，加大西部地区水电、煤电基地的建设力度，促进西电东送，实现全国资源优化配置。

　　加强电网建设，促进电网电源协调发展

　　近期，大量新机组的集中投运，以及新机组投运初期运行的不稳定性等问题，给电网的安全稳定运行带来很大风险，电网建设滞后的问题更加突出。在加快电网建设过程中，还存在一些困难，主要表现在：一是项目核准比较困难，尤其是在国家颁布了新的土地政策以后，电网工程项目核准难度增大；二是征地拆迁困难、赔偿标准逐年大幅度攀升、施工受阻严重，影响了部分电网建设进度，甚至造成局部电网“窝电”或“受阻”。

　　建议国家针对电网项目特点，研究出台电网项目核准细则，合理简化电网项目环评、用地等支持性文件内容要求和核准程序，加快电网项目核准进度；将电网规划纳入当地发展总体规划中，在征地、拆迁等环节对线路走廊、站址占地予以优先安排；同时，加强电源、电网建设的协调，对电源项目与配套电网工程采用同时核准的方式，促进电源、电网协调发展。

　　高度关注电煤和燃气供应情况，避免燃料供应总量不足和质量下降造成出力受阻；继续发挥大电网调剂余缺的作用，缓解局部地区可能出现的供需紧张局面

　　受部分地区装机不足、枯水季水电发电能力不足、局部电网受限、电煤和燃气供应以及气候等不确定因素影响，今年仍将有部分地区可能出现电力供应紧张。

　　建议国家继续密切关注电煤等发电

能源供应问题，加强协调，研究应对措施，做好应急预案，努力把燃料供应对供电能力的制约影响降低到最小程度。针对辽宁、四川、湖北、广东等地区可能出现的供需紧张局面，要充分发挥大电网调剂余缺的作用，加大跨区、跨省电力互济的力度；针对西藏缺电局面，进一步做好需求侧管理，并加快直孔水电站的建设进度。

　　继续推进电力需求侧管理长效机制的建立，促进节能降耗

　　节能是我国国民经济和社会发展中具有战略意义的重要任务。“十一五”期间，随着电力供需矛盾的缓解，火电设备利用小时数明显下降、电网负荷率下降、峰谷差加大，客观上对电力系统经济运行产生一定影响，电力行业节能减排的任务更加艰巨。

　　通过电力需求侧管理，在用户侧实现移峰填谷、提高负荷率，发电侧则避免了频繁调整机组出力和启停机，可以提高发电机组运行效率，对促进电力行业节能降耗具有重大意义。当前，需求侧管理必须从过去单纯控制负荷增长、应对供需紧张，尽快转为优化用电方式、提高负荷率、提高电能转换和利用效率。建议国家在积极采取其他多种节能降耗措施的同时，进一步加强电力需求侧管理工作，出台相关政策措施，建立电力需求侧管理的长效机制，促进节能降耗。