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电力行业内部报告 作者： 日期：2 一、2001年全国电力供需形势回顾 2001年我国经济的平稳快速增长带动了用电需求快速增长。2001年我国全社会用电量14540亿千瓦时，同比增长8%，较2000年回落3.3个百分点，净增用电量约1000亿千瓦时，较2000年减少近300亿千瓦时。 1995年以来各年净增用电量 2001年我国电力供需有以下特点： 1.电力需求仍然保持了较高增长速度，但增长速度、净增用电量较去年同期有所下降。 2.装机增长率持续下滑，但净增发电装机变化不大。2001年全国全口径发电装机容量为3.38亿千瓦，比上年增长5.9%，为1990年以来的最低水平，但净增发电装机较2000年仅减少了326万千瓦。 3.东南部、西部地区用电增长明显加快。在用电量增长速度超过10%的十个地区中，西部地区占六个，分别是内蒙、四川、贵州、云南、陕西、宁夏。华东地区的江苏、浙江仍然保持快速增长的势头，而东北地区用电增长速度仍然十分缓慢。4.从各地区发电装机的增长看，增速超过10%的有福建、河南、山西、江西、安徽、贵州，而广西、重庆、青海发电装机呈负增长或零增长。5.总体看我国仍处于供需基本平衡的状态，2001年全国净增发电装机1730万千瓦，净增全社会用电量1077亿千瓦时。供需形势与上年相比变化不大。但局部地区高峰时段供需比较紧张，出现了拉闸限电现象，其中因火电机组利用小时数较高，出现停限电的地区有宁夏、贵州、河北南网、河南；由于天气、来水不足、输配电网能力受限等原因出现拉闸限电的地区有四川、浙江、广东、江苏、蒙西电网等。而供大于求，发电能力有富裕的地区主要有江西、福建和东北等地区。二、2002年一季度我国电力供需形势分析（一）电力供需总体基本平衡 一季度我国电力供需形势仍处于供需基本平衡的状态，但地区间差别较大，局部地区出现停限电的范围、拉限条次较去年同期有所增加。由于旱情比较严重，又是枯水期，水电站来水不足，使得水电站发电能力严重不足；加之自去年四季度以来一些地区煤炭生产能力下降，电煤价格上涨，电厂发电用煤不足，造成华中地区、川渝地区等水电比重大的地区出现停限电的区域、停限电的容量、条次均较去年同期有所增加；东南部沿海地区电力需求仍然保持旺盛的增长势头，一些地区受输配电能力的限制，仍然出现了停、限电现象；河北南网电力供需紧张的形势有所缓解；西南部的局部地区如宁夏、贵州由于高耗电行业的发展带动电力需求强劲增长，电力供需偏紧。而电力供应能力有富裕，发电设备利用小时数较低的地区为江西、福建及东北的部分地区。 （二）电力供应稳定增长 一季度全国累计发电量3508.2亿千瓦时，同比增长6.5%，其中水电413.3亿千瓦时，同比下降5.3%，火电3060.6亿千瓦时，同比增长8.6%，核电31.8亿千瓦时，同比下降13.7%。全国发电设备平均利用小时1113小时，同比增加14小时，其中火电设备平均利用小时1262小时，同比增加39小时。一季度分电源发电情况一季度我国电力供应有以下特点：1. 水电发电能力大大减小因为枯水期来水不足，水电发电能力大大减小，使得一些水电比重大的地区出现了电力供需紧张的局面。如四川、湖南、湖北由于水电发电能力不足，造成了较长时间、较大面积的停限电。一季度全国分地区发电完成情况地区发电量（亿千瓦时）同比增长%增速排名全国3513.83 6.55宁夏43.67 20.051重庆市48.22 17.962安徽省99.92 16.43福建省109.21 16.374海南省10.55 15.295山西省185.83 13.596内蒙128.06 12.637江西省56.23 12.548四川省143.39 12.249河北省219.20 10.8810江苏省252.03 10.7711新疆45.30 10.6912甘肃省73.95 10.4513云南省88.46 10.3314河南省196.09 9.915贵州省118.80 6.916广东省298.63 6.5717山东省270.58 6.4118陕西省80.93 6.3419上海市141.51 5.5720广西64.09 2.2721湖北省120.66 -0.122湖南省86.50 -0.2123北京市37.52 -1.3524黑龙江省117.85 -1.4225浙江省158.01 -1.7426辽宁省166.07 -1.9927天津市51.51 -2.828青海省30.30 -4.9129吉林省70.77 -18.18302.电煤供应不足使一些地区电力供应紧张由于电煤供应不足，价格上涨，使得一些地区电力供应紧张，或加剧了一些地区电力供应紧张的局面。如河南省，由于电煤供应不足，出现了较大面积的停限电，四川、湖南、湖北由于电煤不足，加剧了其电力供需紧张的局面。（3）跨区交换电量有所提高随着华北东北、福建-华东两条跨区联网线路的投运，跨区交换电量有所提高。我国目前已经实现的区域间联网主要有华东华中联网、东北华北联网、福建华东联网。一季度，华中向华东净送电量6.1亿千瓦时，东北向华北净送电量7.0亿千瓦时，福建向华东净送电量6.6亿千瓦时。但总的来看我国跨区电力交换的规模还是偏小。一季度我国各大电网内部净送受电量为231亿千瓦时，约为全社会用电量的6.6%，较去年同期增加9.9%，但总规模仍然偏小。其中，东北电网区内交换净电量为78.8亿千瓦时,较去年同期减少3.6亿千瓦时；京津唐电网从山西和蒙西购电量由去年同期的22.8亿千瓦时增加到25.3亿千瓦时；京津唐电网向河北南网的送电量也由去年同期的1.68亿千瓦时增加到2.3亿千瓦时；华东电网区内净送受电量由去年同期的19.8亿千瓦时增加到45.9亿千瓦时；华中电网网内净送受电量由去年同期的12.7亿千瓦时减少到10.2亿千瓦时，其中电网从河南和江西两省受入电量分别比去年同期减少3.4亿千瓦时和1.5亿千瓦时；网送湖南电量比去年同期增加2.4亿千瓦时；川渝电网由于来水不足，一季度二滩送电量由去年同期的25.2亿千瓦时下降到21.5亿千瓦时，四川送重庆电量也由去年同期的8.0亿千瓦时减少到7.1亿千瓦时；西北电网区内净送受电量由去年同期的8.7亿千瓦时减少到4.7亿千瓦时，其中青海送出电量减少1.9亿千瓦时；甘肃、宁夏受入电量均减少1.3亿千瓦时；南方电网一季度西电东送电量由去年同期的28.7亿千瓦时增加到36.2亿千瓦时，其中云南、贵州送出电量均较去年同期均增加了2.6亿千瓦时。广东送香港电量较去年同期有所减少，而购香港电量明显增加，一季度广东购香港电力由去年同期的2.12亿千瓦时，增加到4.71亿千瓦时，送香港电量则由去年的16.35亿千瓦时下降到11.69亿千瓦时。一季度全国主要电网电量交换情况主要电网电量交换情况东北电网区内交换净电量78.8亿千瓦时京津唐电网从山西和蒙西购电25.3亿千瓦时；向河北南网的送电2.3亿千瓦时；华东电网区内净送受电量45.9亿千瓦时；华中电网网内净送受电量10.2亿千瓦时；川渝电网二滩送电量21.5亿千瓦时；四川送重庆送电7.1亿千瓦时；西北电网区内净送受电量4.7亿千瓦时；南方电网西电东送电量36.2亿千瓦时；广东购香港电力4.71亿千瓦时，送香港电量11.69亿千瓦时。 （三）电力需求增幅同比回落一季度全社会用电量3516.9亿千瓦时，同比增长6.9%，增幅同比回落0.4个百分点。其中一产用电量108.4亿千瓦时，同比增长6.9%，增幅提高7.7个百分点(2001年同期一产用电量为负增长)；二产用电量2567.4亿千瓦时，同比增长6.6%，增幅下降了0.3个百分点；三产用电量404.8亿千瓦时，同比增长9.6%，增幅下降了0.9个百分点；居民生活用电量436.4亿千瓦时，同比增长6.0%，增幅下降了近3个百分点。一季度一产、二产、三产及居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为：3.4%、71.0%、15.5%和10.1%，其中一产、三产对全社会用电的贡献率分别比去年同期提高了4.1和1.9个百分点，二产和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别比去年同期下降了1.7和4.3个百分点。一季度用电结构 一季度各大电网最高负荷均较去年同期有不同程度的增长，华北电网、东北电网、华东电网、华中电网、西北电网以及川渝电网最大负荷增长速度分别为6.1%、3.4%、13.5%、5.2%、6.4%和16.6%。 1.分产业分行业用电增长情况 (1)一季度由于我国旱情严重，排灌用电增长很快，带动一产用电出现了较快增长。 (2)轻工业用电增长速度大大高于重工业。一季度轻工业用电同比增长12.6%，而重工业仅为5%，轻工业对工业用电增长的贡献率为41.0%，同比提高了14.3个百分点；重工业对工业用电增长的贡献率为59.0%，同比下降了14.3个百分点。 (3)一季度工业主要行业中用电增长较快的依次是有色金属冶炼、食品饮料和烟草制造业、造纸及纸制品业、医药工业、纺织业，用电增长速度均超过10%。化学工业用电增长速度明显下降。从主要耗电行业用电增长情况看：纺织、化学、建材 、黑色金属冶炼、有色金属冶炼等大耗电行业总用电量对工业用电增长的贡献率下降了0.15个百分点，其中纺织、化学、黑色金属冶炼行业对工业用电增长的贡献率比去年同期分别下降了0.6、7.2和3.4个百分点，建材、有色金属冶炼等行业对工业用电增长的贡献率分别比去年同期提高了0.8和8.2个百分点。 (4)建筑业、交通运输邮电通讯业、商业用电均保持了较高增长速度，同比增速分别为10.9%、13.0%、13.1%。 2.分地区用电增长情况 (1)华东地区、西部地区用电继续保持快速增长，中部地区用电增长有所回落，东北地区则出现负增长。一季度电力需求增速超过10%的8个地区中，西部地区占了5个，依次为内蒙、四川、贵州、宁夏、青海；其余为海南、浙江、江苏。中部地区各省的增长速度均低于10%，湖南省出现了接近零的负增长，东北的吉林、辽宁、黑龙江则为负增长。 (2)北京、上海、天津3个直辖市仍然保持低速增长。受经济结构调整及暖冬的影响，一季度三个直辖市用电增长速度均低于或接近4%，远低于全国平均水平。 3.一季度我国电力需求增长特点(1)主要耗电行业用电增长势头有所减缓，对工业用电增长的贡献率有所下降。(2)居民生活用电增长速度减缓，对全社会用电增长的贡献率下降。近年来，我国居民生活用电一直保持较高增长速度，增速一直高于全社会用电增长速度。今年一季度居民生活用电增长势头明显减缓，增长速度低于全社会用电增长速度。(3)东、西部地区用电仍然保持较高增长速度，而中部地区增长速度有所回落。（四）当前我国电力供需中存在的问题 从我国当前电力供需情况来看，出现全年性、大面积缺电的地区基本没有，但出现季节性缺电、局部地区缺电、高峰时段缺电的电网也有近1/3。我国目前电力供需中主要存在以下问题： 1.电源结构不合理调节性能差的水电比重过高，枯水期水电发电能力不足，是造成一季度以来华中、川渝地区（四川、湖南等地区）出现停限电的主要原因。 2.部分地区电煤供应能力不足部分地区电煤供应能力不足，电煤价格上涨，使得一季度电力供需形势更加严峻。去年年底以来，煤炭供应不足，电煤价格上涨对一季度华中、川渝地区的四川、湖南、湖北、河南等省出现拉闸限电、电力供需紧张起到推波助澜的作用。 3. 局部地区输配电能力难以满足电力需求增长电力需求增长迅速，输配电能力难以迅速提高使得局部地区缺电短时间内难以得到缓解。由于地区经济发展较快，带动电力需求呈现持续强劲的增长。而地价昂贵，变压器选址和输电线路走廊出线征地十分困难，电网输配电能力的提高难以适应电力需求的增长是造成华东地区的浙江、广东等电网局部地区近年来出现拉闸限电，且拉闸限电局面难以短时间内得到缓解的主要原因。 4.局部地区电源难以满足本地区电力需求电力需求增长较快，而本地区电源难以满足区内电力需求，外电由于种种原因难以送入或送入受限，是造成宁夏等地区高峰时段电力供需偏紧的主要原因之一。 5.合理的送受电价形成机制缺乏缺乏合理的送受电价形成机制，资源优化配置难以实现。虽然华中地区的河南、湖北等电力供需偏紧，而江西电力供应能力有富裕，但由于缺乏完善的送售电价形成机制，难以制定送受双方都能接受的送受电价，电力电量很难送出，资源的优化配置难很实现。6.气候变化的不确定性加大电网优化调度的难度气候变化的不确定性使得短时期负荷预报的难度加大，电网优化调度的难度加大。准确做好短期负荷(月、周、日、时点的负荷预报)，优化调度运行方式，是减少高峰时段停限电的有效手段之一。近年来随着季节性负荷比重的不断增加，气候对负荷的影响越来越大。而气候变化的不确定性使得准确预报短期负荷的难度加大，调度运行方式的优化难度加大。三、重点地区供需形势分析从国家电力公司对全国和重点地区的电力供需状况进行的跟踪监测分析来看，一季度各地区电力供需表现并不平衡，一些地区又出现了电力供应紧张状况，部分地区已经出现停限电现象，具体情况如下：全国重点地区的电力供需跟踪监测状况电力供需情况主要地区已经出现停限电情况四川、湖南、河南、河北南网、浙江、江苏、广东高峰时段可能出现停限电宁夏自治区和京津唐电网出现停限电可能性较小山东电网和甘肃电力供应能力有一定富裕福建电网、江西电网和东北电网 （一）一季度出现停限电的主要地区 一季度已经出现停限电的地区可以分为三类：(1)主要由于发电能力不足造成较长时间、较大范围出现停限电，有四川、湖南、河南地区。(2)由于大机组停运检修造成的出现高峰时段短时间停限电，如河北南网；(3)由于输配电能力不足造成停限电，有浙江、江苏、广东地区。1.由于发电能力不足造成拉闸限电的地区由于发电能力不足造成拉闸限电的地区主要是四川和河南。四川：一季度电力需求出现了快速增长，统调电网全社会用电量同比增长12.25%。进入2002年后，受春节前完成任务及气温降低影响，四川省电力负荷大幅度增长，1月7日统调电网最高负荷达到748万千瓦（含二滩重庆份额和四川送重庆电力），日电量达到1.303亿千瓦时，特别是成都地区负荷更是创高水平，被迫紧急限电城区10千伏线路17条次，负荷8.5万千瓦，即使这样成都电网当天最大负荷也达到204.7万千瓦。这是四川电网1998年来第一次采取拉闸限电措施限制用电。1月10日，在采取避峰措施的情况下，统调统分电网最高负荷仍然达到历史最高的750万千瓦（含二滩重庆份额和四川送重庆电力），当日电量达到1.32亿千瓦时，超过1月7日水平。如果不采取避峰和限负荷措施，预计当日最大负荷将可能达到770万千瓦左右。 从四川省一季度缺电的原因来看，电源结构不合理，调节性能差的水电比重很高，枯水期水电出力不足是主要原因。截止到2001年底，四川省统调电网中水电装机容量占61.6%。在已经建成的水电中达到季调节能力电站占水电总装机的52.3；达到年调节能力的仅占1.3；而调节性能差或基本无调节能力的占46.4。根据四川省电力公司的测算，如果枯水期电力系统备用容量按最大负荷的13考虑（只考虑负荷备用和事故备用，不考虑检修备用），统调电网枯水期最大可能发电出力仅为775万千瓦（含二滩电站重庆份额），而实际可调出力很难达到该值。这是目前出现电力供应短缺的主要原因。同时，局部地区电网建设滞后，变电容量不足，以及去年下半年以来出现的煤炭生产能力下降，火电厂发电用煤不足也是造成四川省一季度缺电的原因之一。 河南：一季度河南省全社会用电量同比增长8.0%，统调最高负荷904万千瓦，同比增长7.6%。从元月中旬开始，河南省电煤缺口严重，发供电严重失衡，造成比去年同期净增拉闸次数4540条次，限电5912万千瓦时，电煤供应不足，煤价上涨是造成缺电的主要原因。河南是产煤大省，又西邻“煤海”山西省，电煤供应就总量而言是充足的。但由于煤炭行业自身的发展特点和国家关停小煤矿等政策因素，去年年底至今，河南省电煤供应一度紧张。一则由于小煤矿关停力度较大，统调煤矿产量增加需要一个过程；再则，由于没有了小煤矿的竞争，且省内电煤价格低于省外，统调煤矿向省内供煤不积极。上述因素造成河南省电煤价格自2001年7月份起一路看涨。一季度电煤综合价格由去年同期的146.7元/吨上升184元/吨，一月中旬全省电煤可用库存曾一度下降到45万吨，比正常水平低近100万吨，9个电厂煤炭库存处于警戒线以下，直接影响到机组出力，全省因缺煤停机备用容量平均104万千瓦，最大227.7万千瓦，1月12日至19日，全省8天累计拉闸限电4451条次，限电量5643万千瓦时。1月20日以后，随着省内电煤供应省长协调会议上电煤供应方案的出台，电煤供需电煤供应矛盾开始缓和，电厂发电逐渐趋于正常。2.由于大机组停运检修造成停限电的地区。由于大机组停运检修造成停限电的地区主要是河北南网。 河北南网：一季度河北南网全社会用电量同比增长11.3%，全网最大发购电负荷827.5万千瓦，同比增长10.6%。由于增加了邯峰电厂一台66万千瓦新机组，一季度缺电局面有所缓解，全季限电日4个，比上年同期减少24天，日平均高峰限电负荷1.09万千瓦，均是在有大机组停运检修的情况下出现的。3.由于输配电能力不足造成停限电的地区。主要是浙江和江苏省。由于输配电能力不足造成停限电的地区主要是浙江和江苏省。浙江：浙江省全社会用电量在连续多年高速增长的情况下继续保持快速增长。一季度全省全社会用电量210.39亿千瓦时，比上年增长14.4%。统调最大负荷1020.3万千瓦，同比增长18.0%。全省共出现拉闸限电40次，拉闸限电容量约7万千瓦左右。从浙江省缺电的原因来看，电力需求持续快速增长主要是输配电网卡脖子，输配电能力不足。长期以来由于温州、嘉兴及杭州东部、台州南部等经济比较发达用电需求增长迅猛的地区与系统网架联系薄弱，造成在正常运行情况下限电，在正常检修情况下拉限电的局面；甚至出现过由于网架联系薄弱低电压而采取拉限电的情况。这些地区由于经济十分发达，土地地价昂贵，使得变电站选址和中低压配电线路走廊征地十分困难，缺电局面短时间难以缓解。广东省经济较发达的东莞等地区也存在类似的问题。江苏：江苏省一季度全社会用电量仍然保持高速增长，同比增长10.3%。地区间电力需求增长不平衡，苏南地区的用电量同比增长了11.3%，苏中三市的用电量同比增长了9.6%，苏北地区的用电量同比仅增长了6.6%。全省统调最高负荷为1506.8万千瓦，同比增长14.5%，与往年一季度最高用电负荷出现在1月份不同的是，今年一季度最高用电负荷出现在3月份。从供需总量看，江苏省供需基本平衡，但电源分布和负荷分布不均衡：江北地区装机超过全省总量的1/2，但负荷仅为全省的1/3左右；江南地区则相反，装机不到全省总量的1/2，但负荷超过全省的2/3，受过江线路容量限制，往往出现江北电网窝电，而江南电网缺电的局面。 （二）高峰时段可能出现停限电的地区 从重点监测的地区来看，系统备用不足，高峰时段可能出现停限电的地区主要是宁夏自治区和京津唐电网。 宁夏：一季度宁夏全社会用电量39.6亿千瓦时，同比增长10.8%，电网最大负荷210万千瓦，同比增长11.7%。宁夏近年来高耗电行业发展较快，带动电力需求增长迅速。从2001年开始宁夏就已经出现了缺电的局面，2001年火电利用小时数达到6700小时。2002年虽有石嘴山二厂扩建工程的第一台机组投产发电，但由于投产时间在年底，难以缓解今年缺电的局面，即使考虑外购电，2002年宁夏仍有一定的电量缺口。京津唐电网：一季度京津唐电网全社会用电量241.7亿千瓦时，同比增长3.9%，增速回落2.3个百分点，其中北京仅增长2.8%，天津、河北北部地区增长相对较快。全网最高发购电负荷1441万千瓦，同比增长2.1%，低于上年同期9.3个百分点，没有超过上年夏季最大负荷。尽管京津唐电网近年来电力需求增长有所回落，但从2001年的情况来看，京津唐电网的目前机组备用系数仅在10%左右，2002年夏季如果出现异常高温天气，电网局部地区高峰时段电力供应将会比较紧张。 （三）出现停限电可能性较小的电网 从重点监测的地区来看，备用比较充足出现停限电可能性较小的电网主要是山东电网和甘肃。 山东电网：一季度山东省全社会用电量同比增长7.7%，电网最高负荷同比增长6.4%。截止到2001年底，山东电网装机容量为2101万千瓦，基本为纯火电系统，其中统调装机容量1644万千瓦，电网最高负荷1386万千瓦，负荷率82.7%，火电设备利用小时数5440小时，电力供需基本平衡。2002年新增装机约为150万千瓦。根据山东省电力公司的测算，预计2002年山东电网机组备用系数为21%左右，电网将呈现供需基本平衡略有富裕的状态。 甘肃近年电力需求增长较慢，供需形势与山东类似。 （四）电力供应能力有一定富裕的地区 从重点监测的地区来看，主要是福建电网、江西电网和东北电网。 福建：一季度福建省全社会用电量同比增长9.4%，统调最大负荷725.8万千瓦(其中含福建送华东容量76万千瓦)，同比增长19.9%(剔除送华东容量外同比增长约为7.4%)。电力需求仍然保持了较快的增长势头。截止2001年底，福建省全口径发电装机容量约1262万千瓦，其中水电约占49%，火电占51%，2001年福建统调电网最高负荷为721.6万千瓦。由于2001年福建电网新增发电装机容量高达210万千瓦，其中63%为火电，使得电网的供应能力大大提高，并出现了电力供应能力的富裕。根据福建省电力公司的测算，2002年在考虑向华东送电30亿千瓦时的情况下，火电设备利用小时数也只有4100小时左右，电网仍有一定的电量富裕。 江西：江西省近年发电装机增长很快，截止2001年底，江西省全口径发电装机容量约693.8万千瓦，其中水电约占29.8%，火电约占70.2%，而2001江西省统调最大负荷仅为340万千瓦左右，火电设备利用小时数较低，窝电情况比较严重。 东北电网：一季度，东北地区全社会用电量同比下降2.1%，统调最大负荷为2116.5万千瓦，同比下降-1.3%，用电需求低靡。截至2001年底，东北地区发电装机容量为3858万千瓦，其中水电541万千瓦，火电3317万千瓦。从东北地区目前电力供需形势看，用电负荷增长缓慢是造成电力供大于求、发电能力相对富余的主要原因，年内电力供需形势仍将维持供大于求的局面。四、2002年电力需求增长预测 （一）2002年我国电力需求仍将保持平稳增长趋势 在国际经济回暖和国内经济稳定增长的宏观背景下，预计2002年我国电力需求逐季增长趋势为： 1.全社会用电量增长速度将低于GDP增长速度从我国目前发展阶段来看，在居民生活用电比重较低的情况下，产值单耗一般呈现缓慢下降的趋势。预计2002年我国用电增长速度将会略低于经济增长速度。 2.全年电力需求增长速度较2001年将有所下降全年电力需求仍将保持平稳增长，2002年全年电力需求增长速度较2001年将有所下降，全社会用电增长速度将为6-7%。主要原因是：2001年用电增长达到8%的较高增长速度，主要原因是高耗电行业用电延续了2000年的增长态势，而从2002年一季度的用电增长情况来看，高耗电行业用电增长的势头呈回落的趋势。随着用电基数增大，即使净增电量不变，用电增长速度也会较去年下降1个百分点，而我们预计今年的净增电量可能会略低于去年。2002年全年需电量预测结果单 位2002（预测值）增长率（）全社会用电量亿kWh155306.8一产用电量亿kWh5631.9二产用电量亿kWh111916.2三产用电量亿kWh17478.3居民生活用电量亿kWh20009.2全社会用电结构%3.6：72.2：11.3：12.9GDP单耗KWh/元0.277-0.5一产增加值单耗KWh/元0.0770.0二产增加值单耗KWh/元0.343-2.1三产增加值单耗KWh/元0.1101.3人均用电量KWh/人12126.1人均生活用电量KWh/人1568.7 3.全年用电量增长将保持两头高、中间低从近年来用电数据的分析来看，我国逐季用电量增长的情况一般是一、四季度低，用电量比重呈下降趋势；二、三季度高，用电量比重呈上升趋势。 4.三季度用电量占全年比重仍将增大由于我国大部分电网最大负荷多出现在三季度，天气对三季度用电增长的影响很大，考虑到全球变暖和近年来夏季持续出现高温天气，预计三季度用电量占全年用电量的比重仍呈增大的趋势。 5.四季度与三季度增速差会有所缩小由于2001年四季度用电增长速度较低，基数较小，预计四季度与三季度的用电增速之差较上年会有所减小。 根据以上分析，参考先行指数法和时间序列法等短期预测方法的预测结果，得到2002年各季度及全年需电量增长速度见下表。2000-2001年中国全社会用电量逐季增长率2000（实际）2001（实际）1-3月1-6月1-9月1-12月1-3月1-6月1-9月1-12月用电增长率10.010.6911.3711.367.738.228.458.01季度2季度3季度4季度1季度2季度3季度4季度用电增长率10.012.212.610.57.78.78.96.82002年我国全社会用电量逐季增长预计2002（预计）1-3月(实际)1-6月1-9月1-12月用电增长率6.97.16.96.81季度2季度3季度4季度用电增长率6.97.26.76.5 根据预测结果，预计2002年全社会用电量将达到15530亿千瓦时。6.各地区需电量预测（1）2002年华北地区受我国奥运相关基础设施建设的全面开展、煤炭行业全面扭亏，以及电采暖在一些大中城市应用范围扩大等因素影响，其用电增长速度将略高于全国平均水平。（2）东北地区尚缺乏刺激经济增长的有效动力，长期电力需求不足的局面难以根本改变。但东北工业基础较好，入世将为其引进外资带来机遇，预计2002年用电增长仍将维持较低水平，但增长速度要高于2001年。（3）华东地区社会经济环境好，非公有经济发展迅猛，产品有一定竞争力，为其用电保持较高增长速度奠定了基础。预计2002年仍将保持高于全国平均水平1个百分点以上的增长速度。（4）华中地区2001年用电的快速增长带有一定的恢复性，在外界尚未出现明显利好的外部因素的情况下，其用电增长仍将保持低于全国平均的速度。（5）西北地区在西部大于发政策的有利促进下，一部分省区用电增长有了明显起色，但占西北地区用电比重约1/3的甘肃省，2001年的用电增长出现了明显下滑，使得2001年西部地区用电增长不很明显，随着西部大天发政策的进一步落实，西部地区用电增长速度与全国平均水平的差距将缩小，并将接近于全国平均水平。根据以上判断，预测2002年我国各地区用电量和增长速度如表4。各地区2002年需电量预测地 区比重（）下限值（亿kWh）增长率（）上限值（亿kWh）增长率（）全国总计100.0154006.0156007.4华北地区16.325136.425467.8东北地区10.015432.115633.4华东地区19.830426.930818.3华中四省13.621015.521286.9南方四省16.825847.226186.9川渝地区5.27995.78107.1西北地区7.511556.111707.4其它地区10.816636.316857.7福建省3.14716.94778.2山东省7.411436.111587.5海南省0.3458.2469.6西藏自治区0.023.76.03.87.4 （二）影响下半年电力供需形势的主要因素分析 1.加入WTO对我国电力供需形势的影响加入WTO对我国的电力需求会产生一定的影响。从加入WTO对主要耗电行业的影响来看，由于我国石化行业、冶金和机械行业与发达国家相比存在一定差距，对这些行业会产生一定的冲击和负面影响，对其用电量也会产生一定不利影响；而对纺织行业则会产生一些有利的影响。一季度石油加工业、化学工业的低速增长表明这一影响已开始有所显现。由于纺织行业用电比重较小，而冶金石化行业用电比重较大，总的来看加入WTO 对2002年的用电增长会有一定负面影响。2.巴以冲突及中东石油危机对我国电力供需形势的影响巴以冲突及中东石油危机对我国全社会用电的增长不会产生明显影响，但对统调口径的大电网发电量和供电量的增长将产生一定影响，主要是对地方燃油机组所占比重较大地区(广东、浙江等地区)的电力供需形势产生明显影响。由于油价的高低直接影响油机的发电情况，从而直接关系到大网供电负荷的增减，使统调电网的供电压力增大，电网运行调度的难度加大，电网供需形势的变数增大。 3.气温气候对电力供需形势的影响气温气候对今年的供需形势影响很大。由于目前我国出现高峰时段停限电的电网多处于供需基本平衡但备用不足的状态，很难应付负荷的突然增减。气温高低，来水多少，干旱情况都直接影响电网的供应能力和需求水平，从而决定电网供需形势。气温气候对我国一些电网今年高峰时段是否出现拉闸限电以及拉闸限电的范围有多大起着至关重要的作用。 4.电煤供应能力对我国电力需求的影响电煤供应能力、电煤价格的高低对今年一季度电力供需形势影响很大，电煤供应能力直接应影响电网的发电能力。从春节后的煤炭供应情况来看，全国煤炭的生产总量持续上涨，煤炭价格趋于下降，煤炭供应形势趋于好转，从全国的总量来看，电煤供应能力也是充足的。因此后三季度电煤供应不足对电网发电能力的制约将会减弱乃至逐步消除，预计对电网的供需形势不会产生明显影响。 5.城乡电网改造对我国电力供需形势的影响三年来我国的城乡电网改造已经取得了巨大的成就，许多省份电网的输配电能力有了明显提高。但在我国东南部沿海发达地区的局部电网，仍存在电网输配电能力受限而导致出现拉闸限电情况。需要指出的是造成这些地区电网输配电能力不足的主要原因在于地价昂贵，变电站选址和出线走廊征地困难，而这些问题电力部门单方面短时间难以解决，预计浙江、广东等省局部地区拉闸限电的情况年内难以根本改善。 （五）全国总体电力供需走势预测2002年预计全国新增发电装机将继续维持上年水平。根据需电量及全年新增发电装机的预测值，参考我国电力供需监测预警系统的测算结果，对19952002年的我国电力供需状态及态势分析预计如下：1.1995年我国电力供需比较紧张，电力供应能力不足。 2.1996年由于1995年净增发电装机容量1730万千瓦 (由于上年新增的发电装机在下一年其发电能力才能充分发挥)，与上年基本持平。而净增用电量680亿千瓦时，较1995年减少约160亿千瓦时，我国电力供需紧张也有了明显缓和。3.1997年由于1996年净增发电装机容量1930万千瓦，较上年增加200万千瓦，而净增用电量约470亿千瓦时，较上年减少约210亿千瓦时，净增电量减少幅度加大，我国电力供需紧张的局面有了进一步缓解，开始由供需平衡略有不足向供需平衡略有富裕的状态变化。4.1998年净增发电量仅为300亿千瓦时，而上年新增发电装机容量为1770万千瓦，供应能力增大幅度变化不大，而需求增长进一步减小，全国的电力供需形势开始表现为电力供应能力有一定过剩。 5.1999年用电增长止跌回升，全年净增电量745亿千瓦时，而上年新增发电装机也达到1995年以来最高水平，新增装机约2300万千瓦，电力供需形势与1998年相比变化不大，仍然表现为发电能力有一定富裕。 6.2000年我国电力需求增长迅猛，全年净增用电量约为1370亿千瓦时，上年新增发电装机约2150万千瓦，由于需求的快速增长电力供大于求的局面也有了明显好转。 7.2001年全年净增用电量约为1080亿千瓦时，上年新增发电装机约2050万千瓦，供需形势变化不大，局部地区备用不足，出现了高峰时段拉闸限电的情况。 8.2002年预计全年净增用电约为990亿千瓦时，上年新增发电装机1700万千瓦左右。据此预计今年全国的电力供需形势较上年不会发生明显变化，基本维持供需基本平衡的态势。但由于地区发展的不平衡，气候变化的不确定性及总量上的电力需求增长高于电力供应能力的增长，出现高峰时段限电的地区可能较上年会有所增加。 （六）分地区电力供需形势预计 2002年分地区电力供需形势预测如下：， 1. 华中、川渝、河南等地区电力供需形势在二、三季度将会明显好转华中、川渝等水电比重比较大的地区，随着二、三季度来水情况的好转及电煤供应形势的好转，一季度电力供需形势紧张局面将会明显好转，四川等水电装机比重超过一半的地区，还有可能由于丰水期水电难以消纳而出现弃水的情况。河南随着电煤供应形势的好转，火电厂发电趋于正常，供需形势也将明显好转。 (2) 华东、广东等地区供需形势趋于紧张华东、广东等地区随着二、三季度高峰负荷的出现，供需形势比一季度要趋于紧张。 (3)京津唐、河北南网等地区二、三季度供需形势也要趋于紧张河北南网的排灌期主要在二季度，用电负荷将会有明显增长，如果出现高温天气，空调负荷增加，供需形势将更趋于紧张。京津唐电网最大负荷多出现在三季度，今夏如果