电力度夏突围

　　针对市民关心的会不会限制居民生活用电，北京电力公司度夏供电指挥部，度夏供电发言人、副总工程师王风雷说，目前北京地区电网运行稳定，实施度夏工程，电网供电能力明显加强，没有出现设备过载问题，除非负荷极端高峰期，否则不会影响居民生活用电。

　　平稳度峰

　　2004年7月20日。农历入伏的第一天。

　　尽管北京闷热的天气令人颇为烦躁，但不少外地游客仍抓紧时间在前门大街上“走马观花”。不到中午时分，周边几乎所有的快餐店里都已经满员。人们利用就餐的时间尽情地享受着空调带来的凉爽感觉。

　　下午4时，就在离他们就餐处不远的前门西大街41号，北京电力公司度夏供电指挥部，度夏供电发言人、副总工程师王风雷向媒体发布消息称，入伏第一天，北京地区用电创出历史新高，上午11时10分瞬时达到895.7万千瓦，比去年833万千瓦的历史最高纪录增加了60多万千瓦。

　　就在头一天，7月19日，北京气象局发布的今年第一个高温警报日，北京地区瞬时用电负荷就已经毫不客气地达到849.3万千瓦，超过去年最高纪录。

　　王风雷表示，20日中午前后天气闷热，降温用电大幅度增加，这是当日负荷猛增的主要原因。下午1时以后气温有所下降，负荷也开始回落；幸运的是，到下午4时30分，由于下雨，负荷下降近100万千瓦。电网运行稳定，没有对居民生活限电。

　　当天上午11时许，华北及京津唐电网调度中心电力负荷实时监控屏幕上的负荷曲线显示：京津唐网最大负荷达到2146万千瓦，超过去年最大负荷的1961万千瓦；华北电网?不含山东?最大负荷达4248万千瓦，超过去年最大负荷的4008万千瓦。如含山东电网，华北电网的最大负荷已达到5983万千瓦。华北、京津唐、北京电网负荷均创历史最高记录。

　　为保证首都用电，华北电网调度中心当日紧急从东北电网增调电力30万千瓦，整个电网稳定运行，网内各发供企业设备安全稳定，没有发生任何事故缺陷。担负西电东送即向京津唐及北京电网输送电力重任的山西和内蒙古西部电网，按华北电网要求力保北京用电，执行华北电网下达的负荷指标，分别在省区网内限电86万和186万千瓦电力。

　　这一天，已经是北京入夏以来的第四个用电高负荷日。

　　第一个高负荷日出现在6月11日，受高温影响，北京当日最高负荷达到814万千瓦，虽未拉路限电，但为保北京用电，当日内蒙古、山西、河北南网和天津、冀北地区大幅拉路限电。第二个高负荷日是6月28日，当日北京市最高负荷达到832万千瓦，逼近去年最高水平。内蒙古、山西、河北和京津唐地区再度大幅度拉路限电。

　　王风雷传递给媒体的最后一段信息是，虽然目前北京地区电网运行稳定，实施度夏工程，电网供电能力明显加强，没有出现设备过载问题，除非负荷极端高峰期，不会影响居民生活用电。不过为了共度夏季用电高峰，他还是希望各企事业、机关团体以及宾馆、饭店、商场和写字楼等，在8月31日之前，积极响应市政府的节电倡议，将空调温度设定在26℃以上，减少降温用电。

　　“今年夏季电网将面临?20世纪?80年代以来最为严峻的缺电局面。”6月16日，国家电网公司一位高官发出这样的警告。

　　错峰减负

　　在北京电力公司提供给记者的2003年北京用电结构分析显示，2003年北京地区全年销售399.41亿千瓦时，比上一年增长7.94%?净增电量29.4亿千瓦时。北京的用电结构按行业消耗电量分类，工业用电居全社会之首，全年用电153.8亿千瓦时，但在全社会的用电总量已经从7年前的52.48%下降到38.51%。占第二位的是房地产管理、公用事业、居民服务和咨询业、教育、文艺、广播电视业等，总计用电82.22亿千瓦时，占全社会总量的20.59%。排在第三位的城乡居民生活电，用电70.48亿千瓦时，在全社会总量占17.65%。

　　以上数据确定了北京今年的电力需求侧管理的基础。王风雷在7月20日谈及缓解北京电力缺口的举措时表示，北京电力公司将按照市政府批准的《北京地区2004年夏季电力平衡方案实施措施》，主要采取预控手段，调控高峰负荷。

　　王风雷在7月20日谈及缓解北京电力缺口的举措时表示，北京电力公司将按照市政府批准的《北京地区2004年夏季电力平衡方案实施措施》，主要采取预控手段，调控高峰负荷。

　　王风雷说：如果预计负荷超出用电指标时，将实施错峰限电、暂停施工用电等应急措施：即提前一天通知132家工业大户按照避峰用电协议限电，削减负荷10万千瓦；当预报次日最高气温超过35℃时，将暂停城区218个一般施工工地用电，削减负荷6万千瓦左右。不得已情况下，启动无线电负控限电，提前2小时通知446户按照负荷控制协议限电，削减负荷15万千瓦。针对市民关心的会不会限制居民生活用电，王风雷说，目前北京地区电网运行稳定，实施度夏工程，电网供电能力明显加强，没有出现设备过载问题，除非负荷极端高峰期，否则不会影响居民生活用电。

　　事实上，7月20日，北京已削减高峰负荷20万千瓦左右。加上应急措施，总共可以调控电网高峰负荷50多万千瓦。

　　而王风雷所说的用电指标，实际上是指国家电网公司6月29日最新为北京市核定的今夏电力供应指标910万千瓦，此前核定的指标为880万千瓦。这次核定指标后，国家电网公司将从东北、华中电网调剂电力，为北京再增加30万千瓦电力，不过相对于本市今年预计将出现的950万千瓦最大负荷，仍存在较大的缺口。国家电网公司有关负责人曾经要求北京，今夏不要出现950万千瓦的最大负荷。当北京用电负荷超过910万千瓦时，实行错峰不限电、限电不拉闸。

　　同样在6月29日上午，北京第50次市长办公会议审议通过了市发改委制定的《2004年夏季电力需求侧调控措施》，北京将根据气象条件和电力供应缺口，在负荷的平稳期、高峰期和极端高峰期分段投入使用。其中预控措施包括：利用价格杠杆，引导高峰用电负荷；党政机关带头，节约空调用电；高温分批休假，减少集中用电；实行轮流周休，均衡生产用电等。此后的第三天，北京召开了2004年夏季电力需求调控措施会议。由市政府出面，统筹协调企事业单位错峰用电，促成用电大户和工业用户与北京电力公司签订用电协议。

　　华北电网有限公司有关人员在接受《盈周刊》采访时就此评论说：“这将是北京电力需求侧管理的开先河之举。”

　　需求侧管理

　　有报道称，今年波及全国的电力危机中，在全国第一个实施“需求侧管理”的江苏以其三杆“神来之笔”，增加了危机面前的从容。想必值得城市管理者借鉴：

　　首先，每一个错峰方案都经政府、供电公司和用电企业“三方会审”，既体现了政府意图，又保证了电网的安全，同时兼顾了企业的利益，因此三方都感到满意。且错峰手段多样，企业能够主动让电，一改过去“一拉一条线，一停一大片”的粗放管理方式。其次，实行峰谷差价，今年江苏的峰谷电价比已经达到5：1，有力地调动了企业利用谷电的积极性。与此同时实施“政府购买用电权”计划，由政府向实施可中断用电方案避峰让电的大型钢铁企业支付让电补偿金。再次，用技术手段对企业超负荷用电进行有效监控。即应用负荷管理系统，为企业装配负荷控制装置。如果企业不执行错峰方案，该系统将自动跳闸。目前，整个江苏省已安装了负控装置22752套，占全国一半，可监测负荷1200万千瓦，可限负荷520万千瓦。

　　采访中，记者数次听到这样的声音，在平衡电力供应、加强需求侧管理问题上，应该逐步由市场来发挥调节作用。亦有人将电价调节比作找回“市场感觉”。记者目前所了解到的电价调节方式大致有以下三种：

　　季节性电价——北京之选择。为发挥价格杠杆调节电力供求，引导用户合理用电，缓解北京市用电紧张的状况，对执行峰谷电价的用户，每年7月1日至9月30日三个月内执行季节性电价，低谷电价在现行各类用电低谷电价基础上下浮动20%；执行两部制电价用户的平时段电价，在现行各类用电平时段电价基础上上浮11%；执行单一制电价用户的平时段电价，在现行各类用电平时段电价基础上上浮5.5%。

　　阶梯式电价——浙江之选择。目前，在国拟调整居民电价的7个省市及其现行电价分别为：北京(0.44元／度)、天津(0.41元／度)、重庆(0.432元／度)、福建(0.422元／度)、云南(0.402元／度)、贵州(0.403元／度)、浙江(0.53元／度)。在已经进行调价的南方、华东等地区，浙江以平均4分的涨幅位居榜首。

　　浙江省电力公司拟定的调价方案如下：凡一户一表居民月用电量低于30度则不加价，仍执行现行每度0.53元的普通电价；家庭月用电量在30-150度之间部分，在现行电价的基础上，每度加收0.03元；月用电量高于150度部分，在现有基础上加价0.1元／度。但对尚未使用一户一表的居民合表用户，由于无法估算每一户的实际耗用电量，故应采用普加的办法，即每度提高0.03元。对学校等执行居民生活用电价格的非居民用户，拟每度提高0.04元。

　　尖峰电价——天津之选择。多年来，为保证电网在不同时段的负荷平衡，鼓励企业在用电低谷时段用电，天津大的电力用户一直是执行峰谷电价。为了缓解电网压力，确保用电尖峰时刻居民家庭的用电，天津即将出台“尖峰电价”以缓解夏季电力危机。预计尖峰电价将在现有峰值电价的基础上，再上调10%以上。

　　实行尖峰电价，在用电高峰时段，再划分出10时—11时、19时—21时两个尖峰时段，提高尖峰段的电价，利用经济杠杆，进一步加大用电尖峰时段和低谷时段的电价差，会推动一些企业重新调整用电时间，这样不仅降低了企业成本，更重要的是转移了高峰负荷，减轻城市电网压力，一举多得。据悉，千余块新电表即将开始在部分大用电户内安装，并于近期内开始执行。

　　电力困局

　　对用电需求侧的管理正以前所未有的力度进行，但此时发电侧所面临的形势非窘迫所能言。

　　谈及电网迎峰度夏面临的形势和问题时，国家电网公司的高层毫不隐瞒目前遭遇的窘境：电力供需矛盾突出，缺电局面进一步加剧；电网结构薄弱，安全稳定形势严峻；电煤供应不足，水电厂来水偏枯，机组非停情况不容忽视；安全管理基础薄弱，不适应形势变化的要求；员工素质有待进一步提高；电网安全的外部环境发生变化，不利因素增多。

　　如果说其他方面的问题可以通过严格管理、内部挖潜以及利用技术手段缓解或解决，那么关于燃料之电煤以及老天爷掌握主动权的来水问题则令人感觉“心有余而力不足”。

　　今年以来，全国电煤需求快速增加，供应能力相对不足，部分地区出现缺煤停机情况。1至5月份国家电网全网共发生因缺煤停机155台次，累计负荷3169万千瓦(不含机组检修及其他非停因素)。京津唐、山东、江苏、安徽、河南、湖北、湖南和陕西地区都相继出现缺煤停机现象。其中陕西电网最大缺煤停机容量超过日最大负荷的35%；山东日最大缺煤停机容量曾接近300万千瓦，导致山东电网虽然装机容量略有富余也出现了拉限电现象；华中电网缺煤最为严重，5月底存煤创历史最低，只有157.2万吨(不含四川、重庆)。电煤供应紧张，主要是煤炭供应能力不足，加上电煤价格和运输能力的影响，这种情况不仅加剧电力供需平衡的矛盾，而且对电网安全运行构成影响。与此同时，部分水电厂来水偏枯，水电出力受阻。其中华东电网一季度水库综合来水仅为多年同期的50%左右，水电厂发电量和水库水位接近历史同期最低水平，水电出力严重不足。

　　同样的情形对北京电力生产也同样带来考验。记者从华北电力有限公司了解到，京津唐电网中的陡河发电厂、张家口发电厂等主力发电厂燃煤库存长期在警戒线下，电煤短缺问题短期内难以缓解，并且随着负荷持续增长问题将越来越突出。在6月份，北京铁路局连续20天突击抢运238.3万吨燃煤后，华北电网的电煤储量危机才稍有缓解。

　　承担着北京电力供应“黑启动”功能的十三陵蓄能电厂，由于多年干旱少雨，自去年12月9日开始，十三陵水库水位跌破设计警戒线85米水位，5月25日仅64米。照此下去，一旦北京遭遇到诸如“美加大停电”的状况，原来可利用十三陵蓄能电厂的上池水落差进行发电，从而使北京的电厂恢复运行发电的功能将受到严重影响。5月25日，副市长张茅率领北京市发改委、市水务局、昌平区有关领导到北京十三陵蓄能电厂现场办公，商定由沙河水库往十三陵水库补水的应急方案。补水应急方案从6月开始实施，将在9月完成，以保证十三陵蓄能电厂不因缺水而影响发电。上个月，就在市长办公会批准白河堡水库紧急向十三陵水库补水，以确保蓄能电厂发电之用。6月28上午9时至12时，华北电网调度利用十三陵蓄能电厂上池的60万方水发电2小时，顶过了北京入夏以来的第二个用电高峰。

　　当然，好消息也许离我们并不太远，华北电网已经与东北电网贯通。为了应对用电紧张局面，华北电网原定8月底完工的500千伏托浑霸输变电工程已于6月13日提前竣工全线贯通，7月15日已经正式投入运行。华北与东北第二回联络线配套工程500千伏姜安滨输变电工程也已经抢在6月4日投产。尽管目前由于种种原因，山东电网仍然在独立运行，为独立线网，但是华北电网与山东电网的贯通已经指日可待：华北与山东500千伏邯聊输电线路也已经全线架通，不久将投产。

　　缺电之谜

　　“现在是既缺负荷又缺电量。缺负荷可通过需求侧管理来平衡，缺电量则只有增加电源。”“硬缺电”的提法如今已经成为业界与学界的共识。

　　1997年和1998年，我国的电力供应首次出现相对供大于求的势头。此后5年，由于种种原因，投产的常规火电项目明显减少。2003年初，为应对已出现的电力供需再度偏紧的局面，国务院调整了电力建设“十五”规划，计划后三年内每年新开工电源建设项目不少于2500万千瓦，力争3000万千瓦。

　　连年来，我国的电力增长一直处于两位数的高增长势头。来自国家统计局的数据显示，2001年发电量的增长还在9.0%；但是到了2002年，全年发电量即达到16540亿千瓦时，同比增长11.7%；2003年比上年增长15.5%；2004年上半年，发电量9909亿千瓦时，同比增长15.8%(其中火电增长15.8%)，又是一个两位数的增长。

　　国家发改委副主任张国宝日前表示，中国电力建设正以超常速度发展。今年开工发电项目将不低于4000万千瓦。1至6月份已投产装机容量1639万千瓦，下半年按计划还将投产2000多万千瓦。根据新编制的电力工业中长期发展规划，2010年全国发电装机容量将达到6.6亿千瓦左右。即2004年到2010年的7年间，平均每年将投产发电装机容量3700万千瓦以上，年均增长7.8%左右。张国宝说，目前全口径在建规模为1.3亿千瓦，相对于电力需求来说，近几年能够投产的机组仍显不足。为保证电力工业发展的后劲，满足电力结构调整的需要，将抓紧规划建设一批大中型发电项目。

　　而来自坊间的消息似乎也印证了这一点，为了加快实力扩张，目前各大电力集团、发电公司以及地方投资公司等投资主体，手中都有不少的发电厂项目储备，都在抓紧项目的报批和建设，以至于目前国内从事发电设备制造的三大集团订单据说也已经排到了2007年，生产线也已经24小时连轴转。

　　对缺电背后的原因，能源研究所副所长韩文科认为其中有虚热的因素。“电力行业有一个反映与宏观经济连动的指标，叫电力弹性系数，指的是电力行业的增长率对应GDP增长的比率。改革开放20多年来一直是在0.8左右。而2003年GDP增长是8.5%左右，但电力需求增长为15.5%。电力弹性系数已经达到2左右。”他介绍道。

　　也就是说，2003年的电力增长速度远远超过GDP增长的需求。

　　国家电网公司一高层更是直言不讳——高耗能行业发展过快，是造成缺电的重要原因之一。

　　统计数据显示，近一段时期，我国工业用电比上年同期增长18.3%，占全社会用电量的74.9%，而冶金、化工、电力、有色、建材等5个高耗能行业就占工业用电量的60.1%。

　　造成电力紧张的另一个原因是电源结构失衡，火电所占比例过大，煤荒加剧了电力紧张。目前我国火力装机占总量的75%(美国火电占51%)。中国煤炭资源虽然丰富，煤炭产能建设却严重滞后。加之铁路运力有限，煤炭和运力瓶颈双双制约着电煤供应。

　　“这次大面积缺电最主要反映出了我国的体制性缺电。”中国能源专家、中国能源网CEO韩晓平直言而论，“目前的行业管理体系和项目审批体制造成了电力需求与电力建设难以匹配。电力项目的审批程序极其繁琐费时，而电力建设还需要根据电源规划，但这些规划与市场实际变化差异很大，甚至比较混乱。常常是按照规划该建的电厂没有市场，而市场需要的电厂又没在规划之中。这也是地方政府趋利行为而造成的恶果。

　　专家建言

　　6月15日，国家发改委调整了南方、华东、华中、华北4个区域电网的电价，以着力疏导电价矛盾，规范电价管理，积极引导电力投资，鼓励电力企业降低成本，缓解电力供需紧张局面，保持国民经济平稳较快发展。此外，国家发改委近期还将按照以上原则对东北、西北地区电价进行调整。很显然，此次全国销售电价水平每千瓦时平均提高2.2分，旨在解决电网投资还本付息、电厂煤炭涨价、新投产发电机组定价等因素对电价的影响。

　　对于目前的电力工业改革来说，电价是整个市场化导向改革的核心和温度计，它能测量出电力的温度，从而暴露出这个机体存在的问题，而这个信号的上涨与下调直接反馈于改革的“业绩盘面”。“如果电价改革不能顺利进行下去，那整个电改将很难迈出实质性的步伐。”华北电力大学研究电力市场的曾鸣教授说。

　　国家电监会同样动作频频。近日设立华北、东北、西北、华东、华中、南方6个区域电力监管局，并向有关城市派驻监管专员。与此同时，被喻为电监会“立身之本”的《电力监管条例》已起草完毕，并送交国务院，等待审议。

　　电监会主席柴松岳坦陈，尽管矛盾千头万绪，但建设电力市场是中国电力改革的主要内容，区域电力市场建设是当前市场建设的重点。

　　中国社会科学院工业经济研究所副研究员刘戒骄在今年6月曾经撰文，谈《解决电力短缺要有长期综合考虑》。他认为，今后一个时期，我国二次能源占能源消费的比重将继续增长。在终端能源消费结构中，电的比例仍将不断提高。我国电力工业不仅要解决规模和速度问题，而且要加快解决电源结构不合理、电网建设滞后等结构问题，以及电力产业自身的体制和效率等深层次问题。当前，对电源结构要有长期规划和综合考虑，避免临时和缺乏系统规划的盲目性。电源建设应转向优化结构上来，重视发展热电联产、核电和天然气发电，并着重提到，电力超前发展是工业化进程中必须遵循的客观规律。

　　《经济观察报》亦刊发文章称，应建立科学的决策和纠错机制，最终形成电力这个国民经济的第一基础产业和国民经济总体协调发展的长效机制。

　　专家指出，首先，在目前电力紧缺时期，应注重尽快培育市场，而非强化代表市场的行政手段。绝不能用行政手段代替市场，靠愈演愈烈的行政手段限电，甚至靠行政手段在各省之间进行分配电量解决问题。而应是敢于正面和反思5年来的电力体制改革，找出经验教训，通过打破行政垄断的改革，通过电力改革的难关。

　　其次，要重点明确主体，搞好我国电力工业中长期发展的科学规划，建立并形成电力与煤炭、运输等产业上下游连动的整体市场体系。

　　第三，尽快培育和完善电力市场，靠加快改革尽快打破行政性垄断。在电力盈余的地区和季节时段尽快实现竞价上网。要借鉴并吸取美国加州电力危机的经验和教训，适当允许电力价格在一定范围内波动。

　　第四，根据中国两个80%的特点，即全部电量中80%是工业用电，工业用电中80%又是重工业用电的特点以及国民经济在总体上需要靠市场和电力价格这样的经济手段作为杠杆来调整不合理的国民经济结构。我们在产业结构上是需要进行调整的，从电力需求侧进行调整的潜力也是巨大的。通过改变用电侧结构，提高电力能源的利用效率，优化中国市场经济在重化工业、制造业及第三产业之间的合理结构，就必须从电力发展的内延扩大再生产入手，来带动国民经济产业结构的协调发展，最终实现并建立电力和国民经济协调、可持续发展的长效机制。

　　就在记者截稿后，22日从北京电力公司度夏供电指挥部传来消息，21日16时45分，北京地区电网拉路限电7万千瓦，时间47分钟。范围涉及十个郊区县的部分地区。这是今年夏季以来北京第一次拉路限电。原因是华北电网区域内，分属不同发电集团的发电机组出现事故或故障，机组出力减少70万千瓦。当日17时32分，限电地区全部恢复正常供电。当时，北京地区用电负荷为811.3万千瓦，限电负荷不足总负荷的1%。当日北京、天津、河北电网相继启动事故拉路预案。-

　　——【评论】

　　?如何应对季节性用电高峰

　　——刘戒骄／文

　　近年来，随着城市化和工业化的推进，人们居住条件不断改善，居民和商业电力需求稳定增长，我国正经历着一个以电能替代非电能源和不断扩大用电范围的过程，经济社会发展对电力的依赖程度越来越高。当前，我国电力供求总体偏紧，缺电覆盖了几乎所有的跨省市区大区电网。

　　从结构上看，我国工业消耗的电力最多，但由气候决定的负荷，主要是居民和商业电力消耗，成为影响电力需求变动的关键因素。由于空调、采暖等生活用电的大幅度增长，我国一些大中城市在电力负荷快速增长的同时，呈现出电力负荷峰谷差扩大的趋势，季节性负荷峰谷差和日负荷峰谷差都在增长，气候成为影响高峰需求最主要的因素。

　　　 高峰需求应该成为电力系统规划的关键参数。高峰需求与温度高度相关。高温对居民和中小企业电力消耗的影响较大，大企业电力消耗与温度关系不大。与其他商品不同，电力需求每天和每季度都会发生剧烈的变动。自电力产生那天起，就面临高峰需求问题。在高峰期，几乎所有的电站都超负荷运转。电力不能经济地储存，供给和需求必须保持动态平衡。电力必须在需求产生的时候被传输到特定地点。电站报批和建设需要2-5年甚至更长时间，短期内发电能力很难改变。因此，改进效率、控制需求显得十分重要。减少电力需求，可以减少发电和输电消耗，增加电力系统稳定性。

　　在电力需求达到高峰时，电力企业必须使用高成本的发电方式，高温对发电、输电设备具有负面影响，电力系统可靠性十分脆弱。美国一些州普遍规定，电力事业公司必须拥有比高峰需求更多的发电能力(如威斯康星州为18%)。这样规定的目的，是提高电力供给的可靠性，在天气异常和主要发电厂出现故障时保障高峰期的电力供给。

　　我国电力消费水平还不高，对电力的远期需求应当估计充分。2003年年底，我国人均装机容量为0.3千瓦，不仅低于美国(人均装机2.8千瓦)和OECD国家(平均1.8千瓦)的水平，而且低于世界平均水平(0.55千瓦)。未来一个时期，我国单位GDP能耗和人均能耗将继续下降。但随着人均GDP的提高，居民生活电力消费将随着人口增长、工业化和城市化而稳定增长，人均电力消耗会增长。我国电力的增长，其中相当部分是满足生活用电的增长，用于空调、取暖的电力负荷将继续增加，日负荷和季节性负荷的峰谷差将成为我国电力工业长期面对的问题。

　　解决电力短缺，从长期和根本上看，正确把握电力超前发展的客观规律，确保发电能力大于高峰需求，同时完善电力需求侧管理。从世界各国经验看，需求侧管理在引导用户更有效地使用电力，控制高峰期电力需求和总电力需求等方面起着重要作用。必须指出，由于长期的垄断经营，我国是世界上电价最昂贵的国家之一，按现行汇率计算电价比美国、欧洲一些国家高，按购买力平价计算几乎是世界之最，电力工业垄断和低效率问题十分严重。作为重要的生产要素，电力具有很高的前向产业关联性，电价高低成为促进或制约其他行业发展的重要因素。提高电力工业整体效率，控制电价水平，把不合理的电价降下来，对于保持和提高我国工业的国际竞争力具有重要作用。从这一点看，当前我国需求侧管理的重点是降低高峰期间的电力消耗，确保低收入者和最基本、最必须的电力需求，特别是医院、居民、商场、办公场所的电力需求。需求侧管理的手段不是提高电价水平，而是调整电价结构，广泛推行季节性电价、分时电价和可中断负荷电价，激励电力用户改变其用电方式，实现移峰填谷、主动避峰。

　　作者为中国社会科学院工业经济研究所副研究员

　　中国电力改革大事记

　　1979年2月，水利电力部撤销，电力工业部成立。

　　1982年3月，水利部和电力工业部再度合并为水利电力部。

　　1984年12月，中央、国务院领导就组建“华能国际电力开发公司”，利用外资办电、加快电力建设作出批示。

　　1985年5月，国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》的通知，集资办电政策正式推出。

　　1987年9月，国务院提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的电力改革与发展“二十字方针”。

　　1988年4月，煤炭工业部、石油工业部、核工业部、水利电力部撤销，组建能源部。

　　1988年10月，中国电力企业联合会成立。

　　1991年，中国南方电力联营公司组建。1999年11月，该公司实行厂网分开，其电网部分资产重组后，改制为国家电力公司的分公司——国电南方公司。

　　1993年1月，国务院三峡工程建设委员会成立，同月，东北、华北、华中、西北、华东五大跨省电网组建电力企业集团。

　　1993年3月，能源部等7个部委撤销，组建电力工业部等6个部委。

　　1994年1月，国务院批准山东华能发电、华能国际电力、山东国际电源和北京大唐4家电力企业作为首批到海外上市的预选企业。8月起，4家公司陆续在纽约和香港上市。

　　1995年12月，八届人大十七次会议通过《中华人民共和国电力法》，并自1996年4月1日正式施行。

　　1996年6月，国家电网建设有限公司成立。

　　1997年1月16日，国家电力公司正式成立。

　　1998年3月，电力工业部撤销，电力行政管理职能移交国家经贸委。

　　1998年9月，国务院批转国家经贸委、国家计委《关于停止执行买用电权等有关规定的意见》，这标志长达20年的电力短缺局面基本结束。

　　1998年10月，国务院办公厅转发国家计委“关于改造农村电网改革农电管理体制实现城乡同网同价请示”的通知，“两改一同价”正式启动。

　　1998年12月，浙江、山东、上海、辽宁、吉林、黑龙江等6省(直辖市)成为“厂网分开、竞价上网”的改革试点。

　　1999年5月，国家经贸委发布《关于做好电力工业政企分开改革工作的意见》，就改革省级电力行政管理体制、实现政企分开提出具体要求。

　　2001年6月，广东省电力体制政企分开厂网分开改革实施方案出台。

　　2002年2月，国务院印发《电力体制改革方案》。3月，电力体制改革工作小组成立。

　　2002年10日，柴松岳任国家电监会主席和党组书记。

　　2002年12月29日，国家电网公司，中国南方电网有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司等5家发电公司，中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司、中国葛洲坝水利水电工程集团公司等4家辅业集团公司同时挂牌。

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　　——信报记者 姜新菊