2004年影响我国电力供需的几大因素
2004年我国经济发展的国际、国内环境将进一步改善，汽车、房地产、钢铁、电力等传统热点产业对经济增长的拉动作用不会弱于2003年，同时IT业、电信等高新技术产业逐步开始复苏，宏观经济中需求不足、物价低迷、就业困难等问题将逐步缓解，预计2004年，我国经济将承接2003年的扩张势头继续保持快速增长态势，投资消费增长不协调的状况有所改变。经济发展的情况，决定了2004年我国的电力需求仍将呈现出快速增长的态势，但以下几大因素将对电力需求有所影响。
一、电煤供应对发电的影响
从2003年年初开始，主要受煤价影响，电煤供应频频告急。年初，产煤大省山西、陕西的个别火电厂就闹“煤荒”。进入10月份，全国电煤库存呈下降趋势；11月后，电煤库存下降趋势进一步加快，截止 11月17日，直供电网库存1226万吨，较10月份的1367万吨下降141万吨，有28个电厂电煤库存降到安全警戒线以下，仅能满足2～3天正常发电用煤量，部分电厂因缺煤而停机。
分析其原因，主要是冬季以来，进入储煤高峰期，铁路运力不足、海上运力紧张、公路治理超载超限等为电煤供应增加了额外的不利因素。随着电力、钢铁、建材等行业的持续快速增长，全国大宗货物运输需求进一步旺盛，煤炭运输出现部分地区和线路紧张的状况。据了解，1～11月份，连接我国煤炭基地山西与北煤南运枢纽秦皇岛港的大秦铁路线共运送煤炭10006万吨，同比增加800万吨，增长8.7％。尽管如此，当前煤炭运输紧张的趋势仍很突出。1～11月煤炭请求车满足率为68％，比上年同期低6个百分点；11月当月，铁路煤炭日均请求车满足率仅为55.0％，而上年同期为65.9％。目前北方各主要港口煤炭港存普遍较低。5月底，沿海的北方五港(秦皇岛、天津、青岛、日照、连云港)及长江四港(枝城、武汉、芜湖、南京)港口存煤为946万吨，其中内贸煤609万吨。到11月底，存煤只剩570万吨，其中内贸煤320万吨。
2003年全国消耗电煤大致8.5亿吨，据初步估算，2004年对电煤的需求将增加约8000万吨，但是总量、价格、质量和运力等方面出现的四大矛盾，使电煤供应形势很严峻。首先，2004年电力、冶金、建材等各行业煤炭新增需求总计将在1.3亿吨左右，全年总需求超过17亿吨。2002年和2003年原国有重点煤矿产量均已经超出产能约16％，由于新投产矿井少，新增生产能力赶不上需求增长，煤炭供应总量不足的矛盾凸显；而且，发电用的贫瘦煤、无烟煤短缺，更加剧了电煤供应总量矛盾。其次，尽管国家发改委批准电煤价格上涨幅度不超过12元／吨，但煤电双方的价格矛盾仍然很大，例如煤炭订货会很多合同“签量不签价”。第三，由于国家大煤矿早已超能力生产，不足部分只能由小煤窑补充，“掺杂使假”现象抬头，煤炭质量下降。第四，铁路运力不足、海上运力紧张、公路治理超载超限等综合因素形成了煤炭运输矛盾。
因此，2004年煤炭供应总量、价格、煤炭运输都可能不利于火电机组的正常生产。
二、电价调整对电力需求的影响
1、电煤价格上涨推动火电厂上网电价平均上涨0.7分/千瓦时，销售电价上涨0.8分/千瓦时。为了解决煤炭涨价对发电成本增支的影响，调节电力供应，从2004年1月1日起在全国范围内(上海除外)调整电价，省级及以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高0.7分/千瓦时，以解决2003、2004年煤炭涨价对发电成本增支的影响，销售电价相应调整， 除居民、农业生产用电外，其余各类用电价格统一提高0.8分/千瓦时(含税)。由于本调价方案适用于所有工业用户，所以并不影响各种工业产品在国内市场的竞争格局，主要影响以出口为主的高耗电行业在国际市场上的竞争力，但影响有限。因此电价提高0.8分/千瓦时对需电量快速增长的抑制作用不大。
2、取消优惠电价对高耗电企业产生一定的影响。2003年国家电监会进行了一次全国电价大检查，针对检查出的“越权违规制定优惠电价政策”问题，大部分地方已对本省(自治区、直辖市)的优惠电价进行了清理，并提出逐步解决的方案。 目前，各省(区、市)在陆续出台疏导电煤价格上涨的电价调整方案时，对未征收“两分钱”农网还贷基金(原电力建设基金)的电解铝、铜、氯碱等高耗能企业，将恢复征收农网还贷基金。
该电价调整政策主要影响那些电解铝、铜、氯碱行业，如对高耗电的电解铝行业来说，2004年销售电价上涨0.8分/千瓦时，将使电解铝生产成本上升123元/吨，如果加上恢复征收“两分钱”农网还贷基金的因素，一些电解铝企业的生产成本将上升430元/吨，仅此一项，其利润将下降4％左右。这些行业中原来免征“两分钱”农网还贷基金的企业，产品成本会有所上升，影响其产品的竞争能力，一些竞争力较弱的企业可能出现亏损而停产，从而会减缓有色金属工业用电增长速度。
三、电力供应限制对电力需求的影响
在严重缺电地区，受到电力供应不足的影响，对用户带来的直接影响就是拉闸限电、用电质量下降，此外，企业的开工率也受到冲击，华东等地实行的“开二停一”、“开五停二”、“开三停四”等政策，限制了电量的增长。
通常新增装机与新增用电设备的合理匹配比为1：2.0～1：2.3。 2002年全国新增装机1796万千瓦，新增用电设备12584万千瓦，比例达到1：7，即使按更宽松的比例1：2.5计算，2002年装机欠帐3200万千瓦，按2003年的发电利用小时数折算成电量大约为1680亿千瓦时，其中有1500亿千瓦时依靠提高现有机组的设备利用小时数进行弥补，还有大约180亿千瓦时为电力供应不足对电力需求的限制，对 2003年全国电力消费增长的影响大约为1.1个百分点。
2003年全国新增电源2793万千瓦，1～9月统计的全国19个省份用户上报业扩报装容量大约为7770万千瓦，其中受理5066万千瓦，按此推算，2003年全国新增用电设备容量大约为1亿千瓦，电源新亏欠1100万千瓦左右，按2003年的利用小时数折合成电量大约为580亿千瓦时，如果不能继续提高现有机组的利用小时数，供应不足对2004年全国电力消费增长速度的影响大约为2.8个百分点。
四、需求侧管理对部分地区最大负荷的影响
根据统计，2003年迎峰度夏期间，江苏、浙江、上海、广东、河北、湖北、湖南等省均通过需求侧管理措施来实现削峰目的，各地实际削峰效果分别为：江苏240万千瓦、浙江140万千瓦、上海170万千瓦、广东225万千瓦、湖北100万千瓦、湖南70万千瓦、河北南网25万千瓦。
根据对2002年6～9月的负荷统计，华东电网整点负荷达到年最大负荷95％以上的仅有10小时，占同期小时总数的0.34％。2003年6～9月，该数值上升到82小时，占同期小时总数的2.80％，达到97％以上的有24小时，占0.82％，达到98％以上的有10小时，占0.34％。如果以最大负荷的97％～98％作为需求侧管理措施能够达到的目标，华东电网在已经实施需求侧管理工作的基础上还有110～170万千瓦的移峰潜力。以该目标推算，华中电网还有70～100万千瓦的移峰潜力，南方电网还有80～120万千瓦的移峰潜力。西北电网、华北电网在2003年开展需求侧管理工作不多，以最大负荷的95％作为目标，分别有70万和200万左右的移峰潜力。全国所有电网移峰潜力合计在 500万千瓦以上。如果这些潜力能被逐步挖掘，会减慢这些地区的最大负荷增长速度2～5个百分点。
