电力节能减排与煤电衔接问题依然突出

    由中国电力企业联合会编写的2006～2007年度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告日前完成，报告对去年及今年的电力供需形势作出分析和预测，并对当前电力工业发展存在的问题提出建议。
　　2006年供需基本平衡
　　据中国电力企业联合会统计信息部主任薛静介绍，截止到2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量的20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量的77.82%，同比增长23.7%；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。
　　2006年，三台百万级发电机组的投产，标志着我国发电技术装备水平和制造能力进入了新的发展阶段。而三座共8万千瓦国家级秸秆发电示范项目机组相继投产，填补了我国秸秆发电的空白。从分省发电生产设备容量情况看，同比增长超过30%的是内蒙古（45.4%）、云南（42.2%）、山东（33.6%）；基建新增发电装机容量最多的是山东，为1100万千瓦。发电装机同比增长最小的是东北地区，这也直接导致了该区域供需形势一度比较紧张并将在2007年阶段性延续。
　　发电量也保持了快速增长势头。据统计，2006年全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量的14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量的83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量的1.92%，同比增长2.4%。由于受来水偏少、水电出力下降及火电装机比例继续增加等因素共同影响，火电发电量同比增长较快，对发电生产的拉动作用在逐步增加。
　　薛静分析指出，工业用电仍然是拉动电力增长的最主要动力。据介绍，2006年全国工业用电量为21154亿千瓦时，同比增长14.71%，增速比2005年提高了0.54个百分点；轻、重工业用电量增速分别比2005年提高1.81%和下降0.14%。工业用电量同比增速仍然高于全社会用电量增速，重工业用电量增速也继续明显高于轻工业用电量增速。值得关注的是，在城镇居民生活用电增长保持基本稳定的情况下，乡村居民生活用电增长率明显快于其他各行业产业用电量增长率。各月基本都高于城镇居民生活用电增长率5个百分点左右，说明新农村建设及农村经济发展有逐步加速的态势。
　　2006年，电力消费弹性系数为1.31，与2005年电力消费弹性系数相当，说明两年来我国经济增长与电力消费增长同步。一方面，体现了我国经济发展的同时，电力作为清洁、便利的能源在不断提高城乡人民生活质量和水平的作用中居于越来越重要地位；另一方面，也体现了我国工业生产结构调整、节能降耗的任务依然繁重。
　　2007年供需形势继续缓和
　　薛静认为，2006年电力工业的发展为今年国民经济的又好又快发展创造了有利条件。在此基础上，2007年全国电力供需形势将继续缓和，总体基本平衡，部分省份电力略显紧张和部分省份电力充裕的情况将同时存在。
　　她预计，2007年全社会用电量增长率为12.5%左右，全社会用电量将达到31779亿千瓦时；发电设备利用小时数将继续在合理区间内下降，全年发电设备利用小时数在5000小时左右；全年电力消费弹性系数将在1.25左右。
　　2007年，新投产装机规模预计将超过9000万千瓦。其中，核电将突破近几年来的零投产情况，田湾核电站单机100万千瓦共计两台机组将投入商业运行，风电在2007年将延续2006年年投产近100万千瓦的速度。全国电网投资规模在2500亿元左右，将投产220千伏及以上输电线路近4万公里，220千伏及以上变电容量18000万千伏安左右，投资重点为主要输电网工程及重点城市配网工程。
    节能减排形势十分严峻
　　目前，我国工业领域节能减排形势十分严峻，为此国家有关层面也是在不同场合、不同时间多次强调节能减排的重要性。电力工业是能源转换工业，是煤炭消费大户，更是节能减排的重点领域。
　　薛静指出，近两年电力行业在节能降耗和二氧化硫减排方面做出了很大成绩，但是也有一些不容忽视的问题值得注意。一是节能减排的法制化管理还存在着较大差距，主要是在任务（指标）的分配和管理上仍然采用行政的手段，使企业难以依法治企；二是一些引导和扶持政策在具体执行过程中难以落实到位，有关节能的优惠政策还相对缺乏；三是在节能减排中忽视经济性和环境效益的统一，一些特优煤，甚至是低于0.1%硫分的煤也装设脱硫装置，花费了大量资金；四是相当一部分建成的脱硫设备由于种种原因没有很好运行，没有真正起到二氧化硫控制的结果；五是缺乏有效的节能减排统计检测体系。
　　对此，中电联提出了以下建议：一是加快依法节能减排的步伐与相关能源、环保法规的制修订和配套；二是积极落实各项政策，并不断根据发现的新情况及时修订政策；三是加快贯彻执行关停小火电的规定和积极推进节能调度，规范小火电的价格、管理、监控及退出补偿机制；四是严格执法管理，尤其是加强对火电厂脱硫设施的监督管理；五是电力企业要充分考虑经济、环保、节能之间的关系；六是要健全能源消耗和主要污染物排放总量的指标体系、监测体系和考核体系。
　　完善煤电衔接机制
　　据了解，2007年全国煤炭产运需衔接合同汇总会结束后，各发电企业在电煤价格普遍上涨30元/吨左右情况下，除个别企业外基本签订了电煤合同。但从部分地区电煤资源、运力的实际状况看，这些电煤合同的煤电衔接将难以完全落实，电煤供应趋紧情况呈加剧态势。特别是水电出力不足的华中、南方地区以及火力发电机组新投产集中的山东地区，正面临着电煤供应紧张、电煤库存逐日减少甚至导致停机的状况，由此又产生了部分地区出现拉闸限电情况。此外，电煤价格的普遍上涨也给发电企业带来了一定的经营压力。
　　薛静建议，政府有关部门要加强对各地区电煤市场和流通、运输环节的监管，密切监控华中、南方等地区和新投产机组较为集中地区的电煤供应形势和库存状况，增加这些地区的电煤运力。此外，要采取有效措施控制电煤价格继续上涨，为电力企业创造良好的经营环境。对政策性规定导致煤炭完全成本刚性上涨和供需双方协商一致后而引起的电煤价格上涨，要尽早安排有关部门、协会，为实施新一轮煤电价格联动方案及时做好精细的测算工作。
　　薛静认为，随着电煤价格市场化的逐步实施，条件成熟时政府价格主管部门可以适时组织研究以煤电联动为主，充分兼顾脱硫、运价、油价、水电和可再生能源以及电网发展的电价调整机制。
　　上网电价定价机制有待完善
　　根据中国电力企业联合会报告，到2006年年底，全国发电装机容量已达到6.22亿千瓦。受全国电力供需紧张影响，最近几年全国电力装机增长速度迅猛，特别是2006年基建新增装机更是达到了1亿千瓦，今明两年还会有较大规模的装机投产。如此大的投产规模，极大地缓解了电力供需形势，使发电设备利用小时向着合理化区间回归，为电力工业的结构调整提供了良好机遇，也为长期超负荷运行的发电生产设备提供了修身养息的条件，以进一步保障电力的安全生产。
    薛静指出，当前电力企业应当在做好电力供需分析的基础上，合理调整电源建设速度和投产规模。同时，要认真做好电费回收工作，加快回收电费资金、合理配置长短期贷款比例，把负债率降低到合理水平，努力降低企业财务风险和经营风险。
　　薛静建议，政府价格主管部门应适时研究发电上网电价定价机制。她指出，据多数电厂反映，在电煤价格高企、发电上网电价的市场化信息传递机制不完善的情况下，只有多发电、拼设备、提高设备利用小时才能赢利。这种不正常的发电设备高利用小时现象，说明现行的发电上网电价定价机制存在一定问题。近两年来，发电设备利用小时数的下降，应该说是在向合理区间理性回归，建议政府价格主管部门适时研究完善发电上网电价定价机制。
　　加强电力需求侧管理
　　电力需求侧管理是一项长期性的工作。薛静分析认为，随着全国电力供需形势的逐步缓和，这项工作不能有丝毫的松懈，应该得到进一步加强。为防止需求侧管理工作随供需形势的缓和而时紧时松，她指出有关部门应该在以下两方面加强和改进需求侧管理工作。
　　一方面，通过改进发电调度方式等多种措施实现国家节能降耗目标。针对单位GDP能耗持续升高及节能总体目标的要求，国家发改委组织开展了改进发电调度方式调研工作，期望通过改进发电调度方式等综合措施在发电生产领域实现能源消耗下降的目标。从调研结果看，通过改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则安排发电调度顺序，在现实上也具有较强的可操作性，是电力行业实现“十一五”节能降耗目标的重要举措。当然，改进发电调度方式首先要保障电力供应，其次要做到统筹规划、循序渐进、平稳过渡、做好试点、严格监管，还要有综合配套政策和利益再分配及补偿机制。
　　另一方面，完善差别电价配套政策，确保差别电价政策执行到位，防止高耗能抬头。实行差别电价政策抑制部分高耗能、高污染产业盲目发展的势头，加快淘汰落后生产工艺和设备、促进经济结构调整，都具有十分重要的意义。但在实际执行过程中，政策贯彻情况不十分理想。2006年9月出台的完善差别电价政策，政策实施主体、监管主体仍然不够明确，没有对各地方政府经济发展、电网公司电量销售损失的激励和补偿机制，对自备电厂收费政策的可操作性不强，新差别电价的执行力和执行效果还有待检验。薛静建议，国家有关部门应尽快制定差别电价政策的实施细则和配套政策，明确差别电价政策实施中各利益主体的责、权、利，充分调动各地方政府在执行差别电价政策过程中的积极性和主动性。同时，充分考虑电网公司执行差别电价代收代缴工作及执行差别电价对电量销售的影响，保证各利益主体都能积极主动执行差别电价，确保差别电价按要求落实到位