2006年一季度，我国国民经济继续保持平稳较快增长，电力供应能力进一步增强，电力消费保持较快增长，但速度有所回落，电力供需紧张形势继续得到缓解，缺电范围和缺电程度明显减小。
进入二季度，发电机组投产将进入今年的投产高峰期，尽管全国电力供需矛盾在迎峰度夏期间的局部地区会有所紧张，但缺电程度和缺电范围将比2005年有很大缓解。
一、2006年一季度全国电力供需与经济运行形势分析
一季度，全国电力供需形势继续缓解，电力供需特点主要表现为区域性、时段性缺电。由于用电需求增势减缓、发电能力增加较多、主要水库蓄水情况较好等多种因素共同影响，电力供需形势比去年同期明显缓和，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻，拉限电条数同比大幅下降。1月份全国共有9个省级电网拉路限电，2月份拉限电范围缩小5个省级电网，3月份拉路限电范围进一步缩小到2个省级电网。
春节期间，华北、华中、西北部分地区受恶劣天气影响，输电线路发生闪雾、舞动和覆冰跳闸，有关电网企业立即启动应急预案，由于措施得当，供电未受影响，全国基本未发生拉限电情况，保障了春节期间的安全、可靠供电。一季度尖峰负荷最大电力缺口不超过1000万千瓦。
（一）电力供应情况
1、发电装机稳步增长，供应能力增强。一季度全国新投产机组1198.89万千瓦。其中水电71.11万千瓦，占5.93%；火电1125.20万千瓦，占93.85%。
2、发电量保持快速增长，但增速有所回落。一季度，全国发电量6068.26亿千瓦时，同比增长11.10%。其中，水电发电量642.26亿千瓦时，同比增长15.7%；火电发电量5269.63亿千瓦时，同比增长10.80%，比去年同期回落了1.4个百分点；核电发电量125.66亿千瓦时，同比减少3.1%。
3、发电设备利用小时数继续下降。一季度，全国发电设备累计平均利用小时为1251小时，比去年同期降低62小时。其中，水电设备平均利用小时达602小时，比去年同期增加11小时；火电设备平均利用小时为1405小时，比去年同期降低90小时，下降幅度较大。
4、电煤供应基本正常，但价格压力很大。截止3月底，直供电网累计供煤12532万吨，日均供煤139.25万吨，同比减少0.05万吨，下降0.04%；累计耗煤13000万吨，日均耗煤144.44万吨，同比增加8.56万吨，增幅6.3%；库存1972万吨，同比增加525万吨，较年初减少409万吨,平均库存为13天。
近期，在曾培炎副总理批示及各相关部门的积极协调下，电力企业和煤炭企业都本着从大局出发，电煤价格僵局打破。据中电联燃料分会初步统计，截至3月底，全国4.9亿吨电煤重点合同中的的70～80%已经签订，共计3亿多吨，而最终价格正在汇总之中。
（二）电网输送情况
1、跨区送电量持续增加，区域间电力电量调剂的优势更加突出。一季度，全国跨区域送电量共完成120.43亿千瓦时，同比增加17.77%。对电力形势宽松地区的送电量减少，而对电力相对紧张地区的送电量大幅度增加，很好地体现了全国各大区域间电力电量调度支援的优势，缓解了因资源结构性缺电或季节性缺电造成的部分区域电力供需紧张形势。
2、区域内西电东送电量大幅增加。在华北电网区域内，京津唐电网从山西、内蒙共受进电量36.67亿千瓦时，同比增加48.59%，同时向电力比较紧张的河北输出电量4.43亿千瓦时，同比增加110.44%，电网调度运行更加频繁和灵活。在南方电网区域内，电力电量输送也主要集中在电力比较紧缺的广东、广西和云南。其中，西电送广东完成81.11亿千瓦时，同比增加135.71%；在广西电力紧张的1-2月份，西电送广西完成9.86亿千瓦时，同比增加20%。
3、进出口电量有所减少。一季度，电力进出口量也有所减少，进出口电量总额34.11亿千瓦时，同比减少10.93%。其中，进口电量12.64亿千瓦时，同比减少12.73%；出口电量21.47亿千瓦时，同比减少9.83%。
（三）电力消费情况
受国民经济持续快速增长的强劲拉动，一季度全国电力消费继续保持了快速增长的态势，呈现出“十一五”期间电力消费市场继续旺盛的顺利开局。
1、全社会用电量继续保持快速增长。一季度，全国全社会用电量6249.87亿千瓦时，同比增长11.81%。其中，一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为147.78、4654.04、672.55和775.50亿千瓦时，同比分别增长11.00%、11.31%、12.30%和14.63%。
2、工业用电仍然是拉动电力增长的最主要动力。一季度，工业用电量为4594.61亿千瓦时，增速虽然有所回落，但仍然是拉动电力增长的最主要动力。其中，轻、重工业用电量分别为901.27亿千瓦时和3693.34亿千瓦时，同比分别增长9.40%和11.79%，重工业用电增长速度继续快于轻工业用电增长速度。与去年同期相比，轻工业用电增速提高0.83个百分点，重工业用电增速回落2.72个百分点，说明全行业经济结构的调整取得了初步的效果。
尽管国家宏观调控措施对重点用电行业用电的抑制作用已经从去年下半年开始有一定的显现，使得重点用电行业用电同比增长率较去年同期有了明显的回落，但是仍处于较高的水平上。一季度，化工、建材、黑色、有色四个重点用电行业用电增长率分别为14.45%、15.75%、12.47%和23.10%，对工业用电增长的贡献率分别为14.60%、9.37%、15.47%和16.86%，四大行业用电增长对工业用电增长的总贡献率达到56.30%。
3、各地区用电增长的结构差别较大，各行业用电增长对本地区用电增长的贡献率不同。从各地区的用电量增长情况看，各地区用电增长表现出很大的不均衡性，用电量同比增长超过全国平均水平（11.81%）的省份依次为：贵州（32.71%）、内蒙古（26.23%）、四川（21.89%）、青海（16.81%）、海南（15.63%）、江苏（15.60%）、浙江（15.10%）、江西（15.07%）、山东（14.94%）、福建（14.42%）、新疆（12.50%）、河北（12.34%）。尤其是贵州省，全社会用电量增长率从2005年一季度的2.52%提高到今年一季度的32.71%，增长迅猛。用电量同比增长较慢的地区有吉林（0.09%）、黑龙江（4.75%）云南（4.82%）、陕西（5.26%）。
在“十一五”开局的第一个季度，各省呈现了一些新的用电增长因素，与当地的经济增长结构关系密不可分，但工业用电增长对全社会用电增长的贡献率和影响仍然最大。除四川外，其它省份的贡献率基本都在80%以上的水平上，说明我国各地区仍然处于工业化的初期、中期阶段，在当前和今后相当长一段时间内仍将是全社会用电增长的最主要因素，也是“十一五”期间电力需求继续保持较高增长率的有力支撑。
在全社会用电量增长率比较高的省份中，贵州、内蒙、青海的情况比较相似，工业是拉动全社会用电量高速增长的特征比较突出（其中贵州增幅为40.45%），其它部分行业用电增长率虽然也很高，但是由于基数比较小，对全社会用电增长的贡献不大；四川省各行业用电增长率都比较高（其中信息传输业、建筑业更为突出些，增幅分别是53.23%和27%），说明该省经济的发展比较均衡；浙江省和江苏省的工业、城乡居民生活用电增长贡献率相对其它行业比较高，也比较好的反映了这两省的经济发展情况和人民生活水平的提高。
在全社会用电量增长率比较低的省份中，吉林省除信息传输、计算机服务和软件业、城乡居民生活用电增长率相对比较高，对全社会用电增长的贡献较大外，其它行业对全社会用电增长的贡献较小，有的（特别是工业、建筑业）甚至是负贡献率，说明该省的重大建设项目少，经济急需恢复和加快发展；黑龙江是仅有的工业用电增长对全社会用电增长的贡献率很低的省份，仅为22.65%，相反，城乡居民生活用电的贡献率却高达53.78%；云南省的信息传输和商业虽然增速高达120.07%和46.77%，但是由于基数比较小，对全社会用电增长的贡献率不大，工业的贡献率仍然高达89.67%；陕西省的农业、建筑业和信息传输业的用电量增长率比较高，分别达到16.44%、23.53%和23.53%，而农业、工业、城乡居民生活的贡献率最高，分别为17.53%、47.13%、16.86%。
[page_break] 4、各区域最高用电负荷同比增长较快，最高用电负荷增长率高于全社会用电量增长率。一季度，全国主要电网统调最高用电负荷合计为31734万千瓦，同比增长16.70%；统调用电量为5281.81亿千瓦时，同比增长12.60%。全国统调最高用电负荷增长率和统调用电量增长率延续了2005年的特点，全国主要电网统调最高用电负荷合计增长率比统调用电量增长率高4.1%。这是全国装机增长速度超过电力需求增长速度的必然结果，是全国总体电力供需形势得到缓解、相当一部分在缺电时期被抑止的负荷需求释放出来的阶段性表现，在这部分负荷需求完全释放后，统调用电负荷增长率必然会恢复到略高于或基本等于统调用电量增长率的水平上。
各区域的统调最高用电负荷增长率和统调用电量增长率表现出不同的特性和特点，也反映了不同区域的供需形势的变化。华北和华东电网统调最高用电负荷增长率比统调用电量增长率分别高5.41和8.64个百分点，这两个区域的供需形势明显得到缓解；华中电网的统调最高用电负荷增长率比统调用电量增长率也高7.08个百分点；东北、西北区域统调最高用电负荷增长率和统调用电量增长率都比较低，这与当地的经济发展情况也是相一致的。南方电网区域在统调最高用电负荷增长率和统调用电量增长率都保持高增长的同时，统调最高用电负荷增长率比统调用电量增长率低5.53个百分点，供电能力仍然不能完全满足电力需求，是供需形势仍然比较紧张的地区。
（四）电力生产输送环节能源利用效率有所提高
一季度，节能降耗工作取得一定效果，全国供电标准煤耗率为364克/千瓦时，与去年同期持平；全国发电厂用电率6.05%，其中水电0.60%，火电6.66%；线路损失率6.00%，比上年同期下降0.29个百分点。
二、2006年二季度全国电力供需形势预测
综合考虑各方面因素，并参考运用“全国电力供需分析预测软件”的结果判断：2006年上半年全社会用电量增长率将在11.5%左右。
预计今年二季度及下半年的电力供需形势将继续得到缓解，缺电范围继续缩小，缺电程度也将继续减弱，迎峰度夏期间全国最大高峰负荷电力缺口为800万千瓦左右，主要集中在华东和华北地区，气候条件及需求侧管理的效果将最终决定负荷缺口的大小。华北、华东区域的电力供需矛盾仍然存在，华中电网供需基本平衡，东北电网供需平衡，西北电网总体平衡、略有富裕，南方电网缺口逐步减小。
1、国民经济仍将保持平稳较快发展。2006年是“十一五”规划的开局之年，是国家落实科学发展观、节能降耗、继续实施“适度、稳健”宏观调控政策的关键时期。一季度，国民经济运行情况良好，为全年经济保持平稳较快发展奠定了坚实的基础。但是，当前经济中的主要问题是固定资产投资偏高，投资反弹的压力在加大，部分地区高耗能产业的发展势头依然不减，结构性调整任务艰巨，导致国家的宏观调控政策和措施的出台力度会加大。但是，我国经济平稳较快发展的宏观基本形势不会改变，二季度及下半年，预计经济增长速度将继续保持在9%以上。
由于受产能过剩、原材料涨价、成品降价、国家宏观调控力度可能加大等诸多因素的影响，二季度黑色、有色、建材、化工等行业的投资会得到有效的控制，产品产量的增长会有一定的下降，由于节能降耗措施的实施，四个重点行业对电力的需求增长会进一步降低，对全社会用电增长的贡献也将逐步降低。
2、发电装机预计投产规模较大。据初步调查了解，进入二季度，发电设备、发电建设安装工程将进入历史上的交货、验收高峰期，相应地发电装机也将进入一个投产高峰期，预计2006年上半年全国将投产装机容量在3000万千瓦左右，全年投产规模将在7500万千瓦以上，电力供应能力将得到加强，全国绝大部分地区基本可以满足迎峰度夏期间的电力需求。
3、电网建设规模将进一步扩大，网络结构将更加合理。今年全国电网投资规模将在2000亿元左右，全国将投产220千伏及以上输电线路30000公里左右，220千伏及以上变电容量15000万千伏安左右，电网输送能力也有一定幅度的提高，上半年投产的输变电工程将使电网结构更加合理，输送能力有所提高，有效保证迎峰度夏高峰期的电力需要。
4、电煤供应充足，但煤质和煤价仍是影响电力供应的主要不确定因素。在国务院领导及各相关部委的积极协调下，在电力、煤炭行业的共同努力下，全国电煤合同大部分已经落实，电煤从数量和库存上基本可以保证迎峰度夏期间的需要。但是，个别省份电煤落实情况不够理想，部分发电企业的缺煤停机现象、到厂煤质情况的不确定性仍然存在，这些对第二季度各地区逐步进入迎峰度夏期间的电力生产安全将造成一定的影响。预计市场电煤价格将继续保持高位震荡运行，部分地区会有下行的可能。
三、对当前电力工业一些问题的认识与建议
（一）贯彻落实科学发展观，加快电源结构调整力度
目前，我国电源结构不尽合理，火电比例偏大，其占装机总量已达75.6%。近几年在建项目主要是火电机组，预计到2007年前后，火电比例还将继续上升达80%以上。在火电机组中，煤耗高、污染高的中小发电机组比例依然居高不下。这种主要依靠消耗一次性化石能源为发电资源的生产方式，不仅将会进一步加剧煤电运的紧张局势，也不利于节能降耗和环境保护，同时使国民经济基础性产业的生产安全风险及其受资源环境制约的风险随着生产发展规模不断扩大而加大。
根据我国资源结构特征，以及近10～20年不可避免的重化工工业特征，建议紧紧抓住构建和谐社会、实现可持续发展这条主线，坚持节能降耗、资源节约的原则，贯彻落实国务院《关于促进产业结构调整的暂行规定》和《关于加快推进产能过剩行业结构调整的通知》精神，认真研究安排好“十一五”以及到2020年的电力超前发展的合理规模、速度和结构，贯彻落实科学发展观，加快电源结构调整力度，使电力结构趋于合理，使电力发展始终处于一个适度超前的位置。
（二）从规划阶段入手，将关停小火电机组的政策落实到位
关停小火电，是加快实现电力产业结构调整的一项综合性工程，它既涉及到电力规划和产业政策的科学制订与有力执行，而且在油价、煤价、机组装备等方面也涉及到国家的进出口关税、煤电价格联动和投融资等政策。因此，要从政策上统筹考虑，采取有力的税收、财政等宏观调控政策，同时也应积极发挥行业协会的自律与服务作用，并通过新闻媒体等方式进行适当的宣传和监督，为加快电力产业结构调整，提高能源资源利用效率创造有利的外部环境。     政府有关部门可根据各地的不同情况，因地制宜地采取“上大压小”、“以煤代油”的方式，逐步关停小火电机组，建设相应替代电源。从目前看，除部分热电联产以外，小火电机组基本都是国家产业政策要淘汰的机组，而且地方政府国营的小火电企业在容量方面也占较大的比例。建议各级政府要从制度上、法规上，也要从以人为本、社会安定的角度，协调相关发电企业、电网企业和有关政府部门，切实把小机组关停政策落实到位。
（三）加快推进包括煤电价格联动在内的电价改革
2005年5月1日实施的第一次煤电联动从各方面在一定程度上保证了发电企业的生存空间。但是第一次煤电联动仍有13元/吨燃料成本无法在联动电价中消化，加上近一年的煤价上涨和煤质下降的涨价因素以及近期的铁路运价上调、资源费上涨等诸多因素，综合电煤价格已经远远超过第二次煤电联动条件，另外考虑发电利用小时数每月下降20-30小时和新机组投产，发电企业的利润空间已经几近为零，相当一部分甚至亏损。长此发展下去，对发电企业自身、电力行业乃至整个国民经济的运行都是十分不利的。
建议政府有关部门尽快研究完善煤电联动机制，采取有力措施加大电煤调控力度，使电煤价格上涨保持在适度范围内，促进煤炭企业和电力企业共同发展。
从长远来看，建议政府有关部门尽快建立与发电环节竞价相适应的上网电价形成机制，建立电煤价格、上网电价与销售电价联动的机制，建立鼓励环保、脱硫成本进入电价的合理补偿机制，建立鼓励发展风能、太阳能等可再生能源的电价激励机制，建立促进电网健康发展的输配电价机制，建立能够反映资源稀缺和供求关系的销售电价机制，充分发挥电价机制引导电力供需、合理配置资源的作用。
    （四）落实迎峰度夏各项准备工作，做好需求侧管理，确保夏季电力供应安全
今年迎峰度夏期间的电力缺口主要表现为高峰负荷电力缺口，电网峰谷差将会继续拉大，电网调度和运行的难度也相应增加，需要厂网企业多加协调，增加旋转备用，优化运行方式。同时要加快修订《电网调度管理条例》，优先安排高效、环保和先进的大型机组多发、满发，限制能耗高、污染严重的机组发电，淘汰落后的发电机组，实施电网节能调度。电网企业应精心组织、周密部署，务必使各项措施逐步落实到位，确保夏季电力供应安全。
需求侧管理是近几年被证明了的转移高峰负荷、有效缓解供需紧张形势的有效的调控措施。建议各地政府和电力企业继续高度重视需求侧管理工作，加快建立电力需求侧管理长效机制，加强行业培训和重点技术、示范项目推广工作，抓好需求测管理工作的措施制定，落实错峰、避峰、限电方案，做好负荷控制工作，实现不同负荷水平下的安全有序供电，千方百计确保居民生活用电和重要用户用电不受影响，减少对其它用户的影响。同时，加大运用经济手段进行需求侧管理的力度，使得部分用户能自觉调整用电时间和用电量，尽最大可能移峰填谷，减小实际发生的电力负荷缺口，做到既能保证国民经济和人民生活用电，又能降低电力企业的投资、运营风险。