电力需求持续增长供需矛盾突出 破除制约山西发电行业健康发展的瓶颈迫在眉睫

　　中电新闻网讯 7月26日，山西电监办向社会公开发布《山西电力监管年度报告 (2011)》(以下简称《报告》)。《报告》指出，2011年山西电力工业继续保持平稳较快发展，全省电力企业克服电煤供应紧张、生产经营困难等诸多不利因素，保持了全省电力生产和供应稳定有序。

　　本次的《报告》发布是山西电监办首次向社会发布电力监管报告，《报告》从强化电力安全监管、加强市场准入管理、推进电力市场建设和维护电力市场秩序、完善价格及财务监管、加强电力预测预警、提升输供电监管力度、开展电力调度监管、深化电力节能减排监管和发挥电力稽查与执法职能等9个方面，对山西辖区内电力工业发展和电力监管工作做了全面总结，对电力企业遵守国家法律法规和各项监管政策进行了分析评价，预测展望了山西省2012年电力供需形势，并有针对性地提出重点监管工作和监管措施。

　　电力需求持续增长供需矛盾仍较突出

　　2011年，山西电力工业继续保持平稳较快发展，发供电能力持续增长。《报告》显示，2011年，山西全省发电量2344.32亿千瓦时，同比增长9.01%。全社会用电量1645亿千瓦时，同比增长12.66%。全省最高用电负荷2285.1万千瓦，比上年增长13.54%。全省外送电量累计完成683.45亿千瓦时，同比下降0.26%。其中，运城、太原和临汾的社会用电量和用电负荷均排在全省前三位。社会用电量方面，运城218.6亿千瓦时、增长11%，太原189.7亿千瓦时、增长10.2%，临汾132.5亿千瓦时、增长20.3%。用电负荷方面，运城310万千瓦、增长30%，太原 285万千瓦、增长9.8%，临汾196万千瓦、增长20%。

　　据了解，2011年由于受发电企业特别是中南部发电企业经营困难、缺煤停机等因素影响，省调机组有效发电出力不足，电力供应紧张情况时有出现，并呈现北部电力富余、中部基本平衡，南部电力紧缺的特点。全省累计实施有序用电117天，最大错避峰、拉限电负荷440.3万千瓦，超过当日应供负荷的 20%;平均错避峰、拉限电负荷166.8万千瓦，累计损失电量17.91亿千瓦时。单日缺煤停机最大容量527万千瓦，非计划停运最大容量543万千瓦，单日最大因煤质影响出力297万千瓦，最大停机容量曾达到1110万千瓦。

　　《报告》中预测，2012年上半年，受经济增长和煤炭供需情况影响，考虑电力负荷增长及有效发电出力提升，全省电力供需基本平　 衡，略有盈余;随着新投机组逐步投产，7至8月迎峰度夏期间，电力供应充裕;11至12月冬季高峰负荷期间，考虑特高压华北送华中的南送方式，山西组织电力190万千瓦，加之供热需求、电煤供应、设备状况等因素影响，电力供应呈现弱平衡。降雪期前再次发生去年大规模扎堆缺煤停机可能性较低。

　　安全生产总体平稳提升农网配网改造力度

　　2011年，山西省电力安全生产总体平稳，全年没有发生较大及以上电力生产人身伤亡事故，没有发生一般及以上电网大面积停电事故、电厂垮坝事故和环境污染事故，没有发生对社会造成重大影响事故，没有发生重大活动场所停电事件，实现了“三杜绝、三防止、一维护、一确保”的生产目标，为山西省经济社会发展和人民生活提供了安全、可靠的电力供应。

　　《报告》中同时披露，由于山西省煤矿等高危电力用户较多，目前，满足双电源供电的煤矿不足60%，由农网供电的煤矿、非煤矿山等高危用户比例仍然较高，故障情况下极易引发严重后果，保证高危用户安全可靠供电的压力始终存在。近年来，山西城市和农村用电负荷增长迅速，配电系统的安全性、适应性、互动性面临更大的挑战，农网供电“卡脖子”、“低电压”、高损台区和线路、重载等问题依然存在。农网、配网可靠、优质供电事关安全生产和人民群众生产生活用电，也是国家电监会“居民用电服务质量监管专项行动”的工作重点。

　　农网、配网的建设改造升级还需进一步加大力度。

　　针对上述情况，山西电监办表示，将针对省内电网规模不断扩大、结构日趋复杂、部分配电网薄弱等电网安全问题，组织电网企业开展隐患排查治理，推进安全风险和脆弱性分析评估，提高电网安全水平;组织开展安全大检查，健全完善发电企业隐患排查治理和危险源辨识、分析、监控长效机制，切实提高安全水平，有效防范和遏制重特大事故发生;督导电网企业完善应急救援预案体系，配合省有关部门推进煤炭企业双电源建设进度，确保供电安全和在煤矿发生事故情况下，提供应急救援保电;开展迎峰度夏应急联合演练等多项措施，确保迎峰度夏期间全省电力安全生产和可靠供应;全力做好十八大保电和涉电社会稳定工作。　　

　　发电企业持续亏损亟待突破煤电瓶颈

　　2008年以来，山西部分主力发电企业严重亏损，资产负债率畸高，资金链紧张，银行贷款困难。根据《报告》的数据统计，2011年，山西省调火电企业发电成本为451.97亿元，同比增长10.8%，单位售电成本为347.7元/千千瓦时，同比增长4.11%。中南部15家主力电厂平均单位售电成本为366.43元/千千瓦时，平均亏损66.57元/千千瓦时。

　　另据《报告》显示，2011年，山西省调电厂资产总额1286.6亿元，同比增长1.6%;负债总额1123.5亿元，同比增长5%;资产负债率87.3%，同比增加2.8个百分点。主营业务收入407.86亿元，同比增长9.8%;主营业务成本451.97亿元，同比增长10.8%;全年累计亏损43.69亿元，同比增亏14.3%。其中22家企业盈利14.22亿元，46家企业亏损57.91亿元。

　　山西电监办分析表示，历史上，山西火电机组的上网电价是按照坑口电站煤价、运费较低的标准批复的，相比周边省份及发电结构类似省份每度电平均低 0.06~0.10元。但近年来山西发电企业承受的电煤价格与其他省份并无区别，且没有价格较低的国家重点合同煤量。虽然运输距离较近，但电煤主要以公路运输为主，涉及其他15项收费，占标煤单价的15%左右。相当一部分电煤从陕西、内蒙购买，运费占比较高，受气象条件影响大。发电企业购煤中间环节收费占标煤单价的13~14%。煤质严重偏离设计标准，影响出力，加重设备磨损。目前，省调火电企业平均标煤单价756元/吨，中南部11家主力电厂到厂平均标煤单价已达855元/吨。

　　为了解决煤电矛盾，破除制约山西发电行业健康持续发展的瓶颈，山西电监办建议将省内发电企业电煤纳入国家重点合同电煤范畴，或者推出山西重点合同电煤制度，采用“定向、定量、定价、定质”的办法，建立由资源整合后的国有大矿向发电企业直接供应电煤的长效机制，并加大合同兑现监管监督力度，最低保障发电企业维持“零利润”运营。

　　同时，山西电监办还提出建立有效的电煤储运绿色通道，促进电煤供需双方直接见面，保障晋北到晋(东)南和陕西、内蒙到山西的铁路、公路电煤运输通道畅通。供热发电企业的热价应提高到一个基本合理的水平，热价、热补应基本执行到位。建立发电补贴、奖励制度，特殊情况下给予借款、贴息、担保等帮扶政策。