【《财经》综合报道】中电联5月26日发布分析报告表示，局部地区时段性缺电在近几年是一直存在，不宜过于夸大缺电的状况和影响，甚至将其定义为全国性“电荒”。

　　中电联表示，与近几年比较，当前的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点，但是与2004年以前的大面积缺电明显不同。当前的缺电，主要表现仍然是结构性缺电，具有局部性、季节性、时段性特点，在华东、华中部分省(市)缺电比较严重，对局部地区的生产、生活造成一定影响。而2003-2004年的缺电是大面积、长期性的全国性缺电。因此既要高度重视当前的缺电形势，积极、主动采取相应措施缓解供需矛盾已刻不容缓。

　　中电联预计，2012-2013年，按照目前的需求增长和装机情况，电力供需形势将比今年更加紧张，电力缺口将进一步扩大。

　　要解决这一问题，中电联建议除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快跨区电网建设项目，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，既解决了西部电力富余问题，也解决了东中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。

　　以下为中电联报告全文：

　　近期，社会各界针对当前缺电形势有着各种分析和评论，作为行业协会，中国电力企业联合会密切关注电力供需形势，积极开展调查研究和形势分析，对电力供需的新特征的认识不断加深。现就有关情况分析如下：

　　一、当前电力供需形势

　　局部地区时段性缺电在近几年是一直存在的，与近几年比较，当前的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点，但是与2004年以前的大面积缺电明显不同。当前的缺电，主要表现仍然是结构性缺电，具有局部性、季节性、时段性特点，在华东、华中部分省(市)缺电比较严重，对局部地区的生产、生活造成一定影响。而2003-2004年的缺电是大面积、长期性的全国性缺电。因此既要高度重视当前的缺电形势，积极、主动采取相应措施缓解供需矛盾已刻不容缓，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点，不宜过于夸大缺电的状况和影响，甚至将其定义为全国性“电荒”。

　　1-4月份，受电力需求较快增长、电煤供应及运力紧张、部分地区干旱导致水电出力下降、局部地区电力供应能力不足、电网跨区调剂能力受限等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区、高峰时段电力供需矛盾确实比较突出。例如：在电力“迎峰度冬”的1-3月份期间，1月份，全国共有近20个省级电网出现电力供应缺口，合计最大电力缺口3000万千瓦左右，这些省份基本是中西部水电、煤电大省以及取暖用电负荷比重较高的东、中部省份；2月份以后逐步缓解；4月份通过采取有序用电等措施，电力缺口下降到1000万千瓦左右，湖南、江西、重庆、浙江、贵州等地或由于处于电煤运输的末端、或由于水电持续偏枯、或由于新增装机不足、或由于当地电煤供应不足以及电力消费需求的刚性增长等因素的共同影响作用，导致电力缺口占当地最大发电负荷的比重较高，供电形势是严峻的，但是我们应该认识到这种缺电完全不同于2005年之前的全国性大面积、持久性“缺电”，总体上属于结构性缺电，通过采取有序用电措施，加大跨区跨省电力电量支援、有效协调好煤电矛盾，就可以一定程度上缓解供需矛盾、减少缺口，但是如果不及时加以解决，缺口有可能会进一步扩大，时间会进一步拖长。

　　迎峰度夏(6-8月份)期间，预计全社会用电量1.25-1.3万亿千瓦时，同比增长约12%；最高用电负荷增长14%左右。从电力供需平衡关系分析，在供应方面，1-5月份，全国基建新增装机约2500万千瓦，到5月底全口径装机在9.85亿千瓦左右；在新增装机中，火电比重同比进一步下降，发电出力有效能力只有火电的40%、且主要分布在西部、北部地区的风电比重同比继续提高，导致迎峰度夏期间有效的电力供应能力增幅低于最高负荷增速近3-4个百分点，全国电力供需形势总体上比前两年同期偏紧，供需缺口较大的地区依然是供应能力不足或电网输送能力受限的东部、中部地区。如果电煤价格继续高企、部分地区电煤紧张的状况不能得到明显改观，迎峰度夏高峰期缺煤停机、煤质下降以及华中、华东干旱的持续，将进一步影响这些地区电力供应能力的发挥，电力供需的缺口将进一步扩大。预计迎峰度夏期间，华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，高峰缺口还可能进一步扩大，就全国平均而言，届时最大电力缺口占最高用电负荷的比重在5%左右(2004年这一比重超过10%)。

　　同时，由于近几年电源新增的机组类型结构、地区结构不均衡，使火电比重快速下降、新能源发电比重提高、西部地区电源装机容量占全国总量的比重快速增加，而相应的电网建设没有跟上，导致全国性的资源优化配置能力严重受限，东部、中部地区的季节性电力缺口增加，反之西部、东北地区富余的电力无法输送到东中部，这是典型的结构性缺电格局。

　　二、发电设备利用率

　　在电力行业，发电设备利用率通常用发电设备利用小时数这个指标进行对标衡量。一个机组的发电容量(单位为千瓦)就是该机组一个小时内满负荷发出的电量(单位为千瓦时)，机组全年8760小时满负荷发电生产，就实现了100%的发电设备理想状态利用率，对应的机组发电设备利用小时就是8760小时。根据电力行业统计指标解释，一个地区发电设备(包含火电、水电、核电、风电、光伏发电、生物质能发电等所有类型)平均利用小时为5500小时的含义，是该地区并网生产的所有类型机组在统计期末按平均设备容量(不是所有机组铭牌容量的几何叠加)在一年中满负荷运行生产5500小时，其对应的设备利用率为62.79%。

　　不同类型机组由于其发电的物理特性不同，其发电设备平均利用小时水平也不尽相同，如核电的全年平均发电利用小时通常在7800小时，水电全年平均发电利用小时在3400小时左右，风电全年平均发电利用小时在2000小时左右，但是火电设备利用小时差距一般比较大，这主要取决于当地电源结构、电力供需平衡情况。由于我国历史上长期处于缺电状态，火电设备利用小时数在2007年以前持续较高，这是紧缺经济的具体体现。从世界各国利用小时的统计来看，各国发电设备平均利用小时普遍处于4000-5000小时之间(对应的平均设备利用率为45.7%-57%)，2007年世界平均水平是4330小时(对应的平均设备利用率为49.4%)，美国等发达国家也基本在世界平均水平左右。全国发电设备利用小时从2006年的5198小时下滑到2010年的4650小时，一方面是由于装机增长较快、供需形势有所缓解，另一个方面是几年来风电、水电比重快速提高的累计效应，导致发电设备小时逐步降低。

　　由于水电、核电、风电等清洁能源发电的优先调度，火电承担了电力生产调峰的作用，因此其对电力需求波动的反应最为敏感。今年1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1530小时，比上年同期提高21小时，提高幅度不是很大，其中有水电、风电比重增加的因素。但是东部、中部地区以及西部缺电省份的火电设备利用小时不仅远高于上年同期甚至已经高于2007年(供需趋缓、供应能力得以释放的起点年份)同期200多小时，例如：江苏比2007年增加241个小时，安徽增加242个小时，湖南增加188小时，重庆、四川也分别增加244、273小时，相当于火电设备平均利用率比2007年1-4月份分别提高7-9个百分点。预计这些省份2011年全年火电设备利用小时比2010年将增加300-400小时，有些省份甚至会增加500-700小时，全国火电设备平均利用小时数也因此可能提高到5300小时，比上年增加250小时，但是全国发电设备利用平均小时数仅比2010年增加100小时左右。

　　发电设备利用小时只是一个从全局和宏观角度粗略判断电力供需情况的参数，对于一个具体的地区和不同的电力结构而言要做具体分析。从历史经验来看并结合新时期的用电特性，火电设备平均利用小时数在5000小时(其中煤电在5100小时)以下，表明全国电力供需平衡有余；在5000-5400小时(其中煤电在5100到5500小时)范围内，表明供需紧张；超过5400小时可认为处于缺电状态。随着电气化水平的提高、系统峰谷差拉大以及新能源导致火电调峰任务加重，今后火电利用小时有走低的趋势。2008、2009年，火电设备利用小时低于4900小时，全国电力供需呈现总体平衡有一定富余态势。2011年全国发电设备平均利用小时比2010年的增幅仍然不会很大，但是火电增幅却比较大，尤其在东、中部地区以及西部缺电省份更加明显，充分显示出2011年是结构性缺电的特征。

　　三、火电企业亏损问题

　　近几年，由于“市场煤、计划电”之间的矛盾突出，煤价上涨不能顺畅传到出去，导致电力行业经营状况持续下滑，甚至陷入经营困难的局面。2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%，价格传导途径严重不畅，电力行业多年来承受了过度的成本上涨压力，其累计效应已经导致电力企业经营陷入困局、可持续发展能力严重不足。

　　今年以来，市场煤价持续高位运行，特别是4月份以来持续上涨，目前秦皇岛5500大卡煤炭价格已经高于2008年最高点，东南沿海以及华中地区煤炭到岸(厂)的标煤价普遍超过1000元/吨。综合来看，五大发电集团公司平均到场标煤单价普遍上涨超过80元/吨，涨幅同比均超过10%，导致火电企业亏损严重。根据国家统计局统计，1-3月份，火电生产企业实现利润总额25亿元，主要集中在上网电价较高的外资、合资电厂以及部分重点合同煤能够得到充分保障的电厂，全火电行业利润额同比下降75.3%；销售利润率仅有0.8%，比上年同期下降3.1个百分点，说明作为电力供应保障基础作用的火电企业，全面处于经营困局之中，并由此拖累全电力行业的利润处于极低水平。根据中电联的行业统计调查，1-4月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电亏损额合计105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元，煤价上涨是根本原因。4月份，国家上调部分省份上网电价，但是由于个别省份没有实施，再加上同期煤价持续上涨，火电企业亏损情况没有好转。4月份，五大集团火电业务仍然亏损17.1亿，如果煤电矛盾得不到根本解决，整体发电行业经营仍然将十分困难，部分发电厂已经资不抵债、甚至无钱买煤的程度和范围可能继续扩大，这些因素均给迎峰度夏电力供应保障带来很大风险。

　　电力行业受困于煤电价格矛盾等主要因素，各项指标全面落后于全国规模以上工业企业，也全面落后于各主要工业行业。电力行业的资产总额在各行业中居首位，但与各主要上下游行业相比，电力行业资产负债率明显偏高，利润总额及销售利润率也处于中下水平，如利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/12左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭的5.7倍、石油天然气开采行业的7.6倍。

　　四、机组检修问题

　　4月份是传统的用电淡季，在4月份出现电力缺口是受需求旺盛、水电减发、电煤紧张等因素综合影响，这其中也有机组检修导致供应能力下降的因素。根据电力行业运行特点，除设备临时发生故障需要立即检修外，电网、发电企业的设备检修是预防性等级计划检修，且有明确的规程规定。发电机组等级计划检修的主要内容是，根据发电机组的特性和电网运行的特性，由发电企业按规程要求作出长期和下一年的等级检修计划报电网企业共同确定，根据确定的计划严格执行。根据规定，检修计划在上一年的11月前完成批复。目前火电企业开展的停机检修基本上属于计划内检修。

　　电力系统需求特性决定了每年有两个用电高峰期，即夏季和冬季，这也是电力行业内所称的“迎峰度夏”、“迎峰度冬”。电力企业每年都要在这两个用电高峰来临之前进行发电、电网等设备的预防性检修，这也是按照上年电网负荷预测以及发电机组特性由电网企业、发电企业共同协商后于上年底做出的系统性安排，目的是充分利用春秋季用电低谷检修设备，从而积极应对并确保冬夏用电高峰期的电力供应。一般来说，检修高峰期以4、5月和9、10月为主。如今年南方电网公司区域安排4、5月份检修容量分别达到2067万千瓦和1541万千瓦，4月份机组检修容量占全网总装机容量的13%左右上，与年同期比较均处于正常的检修容量范围。再如湖南1-4月份火电设备利用小时比上年水电严重偏枯、导致火电大发情况下还增加了72小时；山西、河南、贵州等煤电资源省份确有因缺煤被迫停机的情况，导致1-4月份火电设备平均利用小时数下降，但尚不是导致缺电的根本原因。

　　五、缺电与窝电问题

　　“十五”以来，国家实施西部大开发和西电东送战略，通过跨区跨省电网，逐步实现西部丰富的资源向东部负荷中心区输送，在一定程度上解决了东部电力供应问题。截至2010年底，西电东送三大通道输送能力已经超过7000万千瓦(相当于2010年底广东省发电装机全部容量)，比2005年增加一倍，国家资源优化配置的格局在逐步形成。2010年全年跨区送电量完成1492千瓦时，同比增长21.7%，跨省输出电量5877亿千瓦时，同比增长12.0%，对确保全国电力供需平衡、调节不同区域季节性需求以及充分发挥不同类型发电设备生产特性(时空调剂)起到了十分重要的作用。但是目前来看，跨区送电规模仍然不能满足当前大范围资源优化配置的需求。在今年华东、华中、华北和南方电网缺口较大的情况下，东北和西北地区还分别富余1300-1400万千瓦左右的电力，由于受限于当前跨区跨省线路的输送容量，已经无法将这些富余电力输送到东部缺电地区，造成电力富余(窝电)和缺电的情况同时存在而无法进行调剂。

　　2012-2013年，按照目前的需求增长和装机情况，预计电力供需形势将比今年更加紧张，电力缺口将进一步扩大。要解决这一问题，除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快跨区电网建设项目，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，既解决了西部电力富余问题，也解决了东中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。

 

　　

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