多措并举  应对电荒
□  张震宇
    据国家电网公司统计数据显示，2004年1～3月份，全国发电量
4794亿kW·h，同比增长15.7%；国家电网公司系统各省电力公司所
在省（市、区）全口径发电量4036亿kW·h，同比增长16.4%；用电
量3908亿kW·h，同比增长15.6%；工业用电2867亿kW·h，同比增
长17.5%。国家电网公司系统各省电力公司所在省（市、区）全口径
发、用电量增长速度均略高于全国平均水平。
    今年初以来，我国部分地区电力供应紧张形势进一步加剧。截至
3月底，浙江、江苏、上海、安徽、福建、湖南、湖北、重庆、四川、
京津唐、河北南网、山西、蒙西、山东、陕西、甘肃、青海、宁夏等
18个电网发生拉闸限电现象，其中浙江、江苏、福建、湖南、湖北、
四川、河北南网、山西等地拉限电情况比较严重。预计夏季高峰时拉
限电的地区还会增多，电力缺口将进一步扩大，电网安全生产形势比
上一年更加严峻。今年预计全国缺电将高达3000万kW左右。
电力短缺主要原因分析
    1． 国民经济快速增长，明显地推动了全社会用电量的增长
    ①高耗能行业产业结构升级加快
    用电增长快慢是经济增长的晴雨表。我国经济的持续快速增长，
带动基础负荷出现明显增长。拉动全社会用电需求的主要因素是工业
用电特别是高耗能行业用电剧增。2004年第一季度，全国工业用电量
同比增长17.61%，占全社会用电量的73.48%，对全社会用电量增长的
贡献率高达80.98%。黑色金属矿采选业、建材、金属冶炼压延加工业
和设备制造业等行业产业结构升级加快，用电量增长率均在20%以上，
推动重工业用电增长率高达18.63%，是工业用电量增加的主要原因。
    ②消费结构变化
    随着人民生活水平的提高和居民住房条件的改善，居民生活用电
比重上升。1996年城乡居民生活用电仅占全社会用电量的10.7%，而
2002年则上升到了12.2%。未来将继续呈明显上升趋势，预计将达到
总用电量的30%～40%。城镇居民用电增加，不仅直接导致社会用电总
量的增加，而且带来了季节性用电峰荷高峰问题。2003年夏季，我国
南方地区特别是华东地区出现的电力供应短缺，很大程度上是受极端
持续高温天气的影响。
    2． 电力装机容量增长滞后于用电需求增长，国家对电力行业基
建投入不足
    受“九五”期间电力供应过剩的影响，“九五”末期国家严格控制
电力新开工项目，限制电力建设投资。2001、2002和2003年1～10
月国家对电力基建的投资占整个基建投资的比例分别为6.9%、7.17%
和8.1%，明显低于全国基建投资15%的正常水平。
    电力行业基建投资不足，直接导致近年来投产容量严重不足，难
以满足电力需求的快速增长。从1999年开始，电力建设速度跟不上国
民经济的快速发展，经过一个电力建设周期（3～4年），2002年开始
部分地区出现缺电现象，2003年出现了大面积的“电荒”。1999～2003
年全国用电与发电装机增长速度比较见表1。
    在装机总量短缺的情况下，尽管各地普遍采用提高火电设备利用
小时的措施来增加电量供给，但由于火电设备平均利用小时已处于高
位，受负荷特性限制，继续提高利用小时已经非常困难。因供电紧张，
电厂、电网设备处于满负荷运行，造成的电力事故上升，也在一定程
度上影响了电力供应。
    3． 水电机组的调控能力有局限性
    我国目前的水电装机容量大概占总装机容量的20%左右，水电在
长江中上游地区显得尤为重要，比重可占到50%左右。由于目前我国
水电机组调控能力还存在局限性，应对随机性气候变化能力差，不能
将洪水期、枯水期的调洪、泄洪与发电利用有效、科学地结合起来。
一旦遇到季节性枯水期，这些地区的供电往往会出现一些问题，主要
表现在：在洪水期，从绝对安全角度考虑，泄洪过量，不能适度有效
地储备水能；而在枯水期，来水锐减，再加上储水不足，使水电减发
严重。这种气候因素导致的随机性缺电使当前的电力供应雪上加霜。
    4． 煤、电部门存在利益协调问题
    2004年1、2月份，河南、山西、陕西、四川等省的某些电厂因
煤炭储备不足而停机或降低发电量，使得电力系统供电能力下降，系
统相继采取了拉闸限电的措施。3月份，山东省的部分电厂也因缺煤
无法维持正常运转而提前停机大修，导致局部地区供电紧张。1～4月
份贵州省的部分火电机组因缺煤被迫停机，月均限电达数百万度。由
于煤炭供应问题引起发电厂机组停机较多的还有甘肃、河北两省。然
而，统计数据表明，今年煤炭行业总体形势是产量增、运量增，煤炭
社会库存处于合理水平，煤炭生产基本能够满足需要。那么是什么原
因导致电厂如此缺煤呢？其根本原因在于电煤价格。现在市场上的电
煤分为计划内电煤、计划外电煤、市场电煤3种，三者的价格依次递
增。每年煤炭订货会，电力企业和煤炭企业就计划内电煤签订煤炭供
应合同。电力企业的计划内电煤用完后，就开始使用计划外电煤，尽
管计划外电煤价格低于市场煤价，但是由于电价等因素，电力行业仍
不愿意接受价格不断上涨的计划外煤价。目前所谓的电煤“短缺”指
的就是缺少计划内电煤。
    另外，小煤矿因安全原因关停及大面积治理运输超载，也是“电
煤短缺”的原因。有资料显示，一些建在煤炭产地的电厂不参加国家
订货，主要使用小煤矿的廉价煤，在小煤矿关停治理期间，缺乏稳定
煤源和运输保障，由于电价等原因，最后只有选择停机。
    同时，由于使用的电煤质量差，部分主力发电厂发电设备磨损严
重、设备健康水平下降，“四管”泄漏次数增加，机组的正常稳定运行
受到影响，已形成了安全隐患。
    总之，目前的煤量、煤运、煤质和煤价波动等问题已在一定程度
上影响到电力发展和电力企业的安全稳定运行。
    ５． 电网建设相对滞后，部分地区存在电网“瓶颈”
    电力短缺为提高发电能力提供了良好机会，然而电网建设却没有
引起足够的重视。国家电建基金和供电贴费政策取消后，电网建设资
金来源锐减，所需资本金存在较大缺口，相对于大量新增的发电能力，
电网建设远远滞后。部分行业电费拖欠严重，更使得这一情况恶化。
电网投资不足的直接后果是：部分电网的主网架相对薄弱，电网结构
不合理，联网存在障碍，电力在各省各地区间的流动受限，使电网成
为“瓶颈”。广东、浙江、江苏、黑龙江、山西等省份都存在部分配电
网薄弱，高峰时段输电能力受限的情况。电网建设滞后，限制了电网
对电力资源的调配能力，造成窝电与缺电共存的尴尬局面。此外，由
于用电需求大增，大部分电网联络线都在满负荷运行，在夏季雷雨高
峰和高温季节中，电网中任何重要设备单元发生故障，都会给电网安
全稳定运行造成严重的威胁。因此，只有加强电网建设，才有可能实
现发电能力优化。
供电端的应对措施
    １．  加快电源、电网建设，增加电力供应总量
    根据需求的短期大幅度波动而做出的电力规划和项目审批，可能
导致电力供应过剩时停止审批，而短缺时大量审批。对短期需求波动
的这种过度反应会导致电力大量的过剩或短缺。因此，需要保证统计
资料的准确性，科学预测，统一规划电源、电网建设项目，保持适当
的项目储备，适度超前建设区域电网，提高输电能力。利用新型控制
技术进行电网安全分析和稳定控制，提高安全保障水平。严格执行国
家发改委《关于加强电力建设管理，促进电力工业有序健康发展的通
知》要求，遵守国家产业政策和建设程序进行审批；加强项目前期工
作，重点审查电源项目的煤、水、环保、运输和市场条件。加大监督
检查力度，遏制项目建设中的违法乱纪行为，确保工程质量。
    ２． 引导节能消费，抑制高耗能产业对电力的需求
    近几年我国的GDP增长主要靠基础设施建设投资来拉动，上马了
大批高耗能的钢铁、冶金等建材生产项目。高耗能产业的无序发展，
加重了经济发展所面临的资源和环境压力，严重影响了能源领域的进
一步发展。我国能源消耗增长的比例远高于GDP的增长比例，能源利
用效率却远低于世界发达国家水平。目前的万元GDP能耗是世界平均
水平的2倍，是发达国家的10倍，而且随着重化工业的发展，能源和
电力消费还会有上升趋势。造成如此低的能源利用率的主要原因是：
资源无价和能源价格扭曲，导致需求过量、资源浪费；靠大量消耗资
源维持经济低效益增长，使得资源配置得不到优化；能源决策和规划
的“短视”行为，不能做到数量、质量和效益兼顾。
    电力系统所能做的，也是行之有效的，就是通过电力市场中的电
价等经济杠杆，遏制高能源消耗工业的过度发展；通过经济激励政策，
根据终端用能设备的节能潜力、预期效益制订终端用能设备能效标准
和标识，制订优惠政策，完善配套措施，引导节能消费；针对不同用
户特点，协助高耗能企业研制开发节能方案，帮助企业实现节能。
    3. 协调煤电运平衡,建立稳定的电煤市场
    市场化的煤价持续上涨加大了电厂的生产成本，电力企业又不能
随意上调计划审批确定的电价，因此出现了电煤供求的尖锐矛盾。目
前我国计划外电煤的价格已经超出了煤价最高年度1997年的水平，当
煤价达到电力企业所能承受的最高极限时，电力企业就只能采用停机
限产的措施来维护其运营成本，从而加重了“电荒危机”。在政府协调
下，电力行业应与煤炭行业共同研究建立协调煤质、煤价、煤运的长
效机制；加强日常调运计划管理，跟踪和协调煤炭运输、中转情况；
充分利用自身规模优势，根据市场的变化合理调整电厂的供煤结构；
与大中型煤炭企业建立长期稳定合作关系以规避风险；鼓励大型坑口
电站实行煤电联营，节约投资；充分利用国际、国内两个市场，根据
两大市场的互动作适当的调整。
    ４．  科学预测、优化调度、加强监督、确保安全
    电力企业要充分发掘现有生产能力，加强管理，充分利用区域电
网内和网间的联网优势，进一步优化电网调度，促进“西电东送”和
网间的丰枯、峰谷和余缺调剂，发挥电网间的“错峰”效应，调剂地
区间电力余缺。电网公司和各发电企业要切实履行好电力安全责任，
电监会要做好电力安全的监督检查工作。在保证防洪度汛需要的同时，
水利调度要与电力调度相互协商，统筹安排防洪、发电及灌溉等方面
工作，尽量避免出现不必要的弃水情况，及早做好水情预测工作，优
化水库调度，用好水能资源，充分发挥大中型水电站的发电能力。
    ５． 采取切实措施，加强电力需求侧管理
    电力需求侧管理是供电企业针对用电存在的高峰低谷规律，用市
场化手段，对用电需求进行削峰填谷，即通过价格杠杆的诱导，使用
户把本来是在用电高峰时使用的设备尽可能地移至低谷时使用。国内
外的实践经验都表明，实施需求侧管理，通过“削峰填谷”方式削减
高峰负荷（以移峰填谷为中心，减缓峰电需求量，扩大谷电增长）能
够提高终端电力客户用电效率，降低用电成本，逐步缓解电源和电网
建设压力。电力部门应做好气温、电价等因素对负荷影响的研究，密
切关注空调负荷、高耗能产业的动向，做好季、月的中长期负荷预测
以及周、日的短期预测；严格执行“先错峰、后避峰、再限电、最后
拉路”原则，实现有序用电；在政府的政策扶持和引导下，尽快研究
并完善峰谷电价和丰枯分季电价政策，充分运用峰谷分时电价和可中
断负荷补偿等经济手段，引导用户优化电力消费行为，调节电力供求
关系，促进电网“移峰填谷”；鼓励电力用户使用电力蓄能技术，为实
现错峰、避峰和节能提供技术支持；加强宣传解释，正确引导社会舆
论，在全社会树立科学用电、节约用电的理念。有些省份如江苏省通
过加大需求侧管理，已取得了一定的成效。
    ６． 理顺电价形成机制，使价格成为调节电力供求关系的主要手
段
    电价是电力市场的核心问题。不论促进电力发展，还是调节电力
供需情况，电价都是关键环节。对于电力改革来说，要想最终建立一
个政企分开、公平竞争、健康发展的全国统一电力市场，使全国电力
资源有效配置，就必须有合理电价的支持。因此必须加快电价改革，
充分发挥市场机制在电价制定中的作用，促进合理电价机制形成，实
现发电、售电环节由市场定价，输电、配电环节由政府价格主管部门
合理定价，配套改革和推进与电价改革相辅相成的电力市场。加强电
价监督检查，维护市场公平。理顺电价管理关系，明确管理职责，提
高管理效率。调整电力供大于求时对发电的限制性政策，清理不合理
的优惠电价，抑制高耗能产业对电力的需求。
用电端（化工行业用电大户）的
应对措施
    1999～2002年，我国工业用电年均增长10.7%，迅速发展的工业
加速了电力消费增长，高耗电行业更是电力消费增长的主要驱动力。
在2002年的工业用电中，用电增长排名前4位的行业依次是钢铁、有
色、化工、建材，他们的用电增加量占全国工业用电增加量的41.8%，
用电增幅均超过了12%。现以化工行业为例，说明工业用电大户应对
“电荒”的措施。
    １． 用电现状
    电力在化工行业中，不仅作为动力，而且作为工艺用电，因此消
费量很大。化工行业能耗量结构中的用电比例已由20世纪90年代初
的28%上升到目前的34%左右。化工行业年耗电量约占全国工业用电量
的15%左右，并且呈逐年上升趋势，1990、1995、2000年化工行业耗
电量分别为637.5亿、991.4亿、1185亿kW·h。然而，我国化工行
业能源结构品质低，产品单位能耗高，能源利用效率远低于发达国家，
目前我国化工行业每吨标准煤创造产值为人民币2500元，而德国、日
本、美国为1500～1600美元。因此，对化工企业来说，电力的充足供
应固然重要，但有效的使用电力、提高电能的使用效率才是让企业电
力产生功效的惟一准则。可以说，要想提升企业的竞争力，必须确保
产品品质，降低产品的成本，而这一切都与节电有着密切的联系，企
业内部的电能控制力和电能改善力已成为掌控企业未来外部竞争力的
关键环节。
    ２． 应对措施
    ①挖掘潜力，采取节能措施
    通过对适应市场经济的节能管理模式和运行机制的积极探索，我
国化学工业的节能工作已经取得一定的经验，但是尚未解决好高能效
和体制改革、结构调整和环境保护相结合的问题。要改变把节能单纯
当作弥补供应不足手段的观念，必须把节能工作做为保护环境、提高
经济效益、增强竞争力的优先选择。化工企业可以通过技术改造，引
进先进、成熟、可靠的工艺、设备和控制技术，使用电力蓄能技术，
进一步挖掘节能潜力，提高效率，降低单位能耗。从自身降低能耗出
发，以缓解对电力系统的供电压力，同时提高企业自身的效益。
    ②鼓励有条件的企业建设自备电站（如利用高炉煤气发电等）
    电荒的直接原因是电力投资不足，电力工业的发展滞后于国民经
济的发展，这为有条件的化工企业投资办电创造了机遇。首先，化工
企业具有一定资金优势，在我国宏观经济形势大好的情况下，塑料、
橡胶等化工企业经济效益良好，聚集了扩大再生产的资金和通过银行
融资的渠道，具备了投资电力的基本条件。其次，化工企业是我国较
大的电力用户，电费是其成本的主要组成部分，有办电的需求。另外，
化工生产是一个连续的过程，异常停电会给企业带来巨额损失，有条
件的企业需要建设自备电厂，保证自身的供电安全和提高产品的价格
竞争力。因此化工企业办电为企业的发展创造了新的契机，建设自备
电厂可在解决自身用电的同时，通过电力市场竞价上网，为企业的多
元化发展和应对行业风险提供了保障。
    ③与电力系统合作，建立针对大用户的合理供电模型
    华东电力市场的模拟运行标志着电力市场在全国范围的采用，建
立合适的供电模型，对保障化工企业的供电安全意义重大。图1是电
力市场对大用户供电的基本模型，化工企业可以参照此模型，通过与
电力部门的沟通建立适合于化工生产的详细供电模型，以保证化工生
产的连续性。化工企业通过电力市场的购电：一方面，售出了自身的
多余电力；另一方面，从多个渠道，以合适的价格从多个电力零售商
竞买到需要的廉价电力，最终保证了供电并且降低了生产总成本，使
企业获取最大经济利益。
    ④建立预警机制，形成本系统内电力需求数据库
　　为预防未来的电力短缺，需要建立早期预警系统。我国电力消费
的增长受少数用电大户的影响很大，少数电力密集型行业消费46%电
力，这种结构为建立电力短缺的早期预警系统提供了可能。化工行业
建立的系统产业结构、部门投资、价格变动等信息数据库，都可以有
效地为电力短缺提供预警。

链接
　　来自6月4日中经网消息，中国电监会副主席史玉波称，我国电
力行业安全生产形势不容乐观，全年电量短缺将达到600亿kW·h。
根据各网、省（自治区、直辖市）电力电量平衡分析，预计今年全年
供需形势仍然紧张，如果受到夏季高温、电煤供应不足等负面因素影
响，可能较去年更加严峻。在考虑各地实施错峰避峰等抑制最大负荷
过快增长措施的情况下，二季度电力缺口在2000万kW以上，三季度
电力缺口在2500万~3000万kW左右，四季度电力缺口在1000万kW
左右，全年共计缺少电量约600亿kW·h。
　　
            表1  全国用电与发电装机增长率        %
      年 份         1999     2000     2001    2002  2003
发电装机增长率        7.90     6.88      6.00      5.30     8.39
全国用电量增长率    6.60    11.36      9.03     11.60    15.40
两者差异            1.30    -4.48     -3.03     -6.30    -7.01