電荒求解

6月20日，中國電力企業聯合會(下稱“中電聯”)發布警示：“發電經營持續困難，給迎峰度夏電力供應保障帶來較大風險。”此前，中電聯相關人士也曾表示，7年來最嚴重的電荒可能導致4000萬千瓦時的電力缺口。

據國家電力監管委員會(下稱“電監會”)5月8日－14日的監測情況表明，重慶、湖南、安徽等地出現拉閘限電；浙江、貴州、廣東、湖南、江西等地實行錯峰用電；從中西部青海、湖北、湖南等傳統缺煤省份到山西、陜西、河南等產煤大省都出現了缺煤停機現象。

無疑，電荒正從局部向全國范圍蔓延，并且開始影響百姓生活，相關產業鏈上的眾多企業都已經或將要受到電荒的影響。時值夏季用電高峰期，人們最關注的是電荒將嚴重到何種程度，電價會不會繼續上調?未來幾年將如何發展，有沒有解決良策?

旱情緩解難補巨大缺口

“2-4月本是傳統用電淡季，但從東部到中部多省市均出現較大用電缺口。”中電聯統計部主任薛靜在5月接受新華社采訪時表示，“今年將是自2004年大缺電以來缺電最嚴重的一年，而且還沒有探底。”保守估計全國供電缺口在3000萬千瓦左右，相當于兩個安徽或三個重慶的發電裝機容量。

國家電網公司營銷部主任蘇勝新于5月中旬分析預測指出，如果電煤供需矛盾進一步加劇，旱情繼續影響水力發電，并出現持續異常高溫天氣，今年全國電力缺口將擴大到4000萬千瓦時左右。

華中電網預測，今年迎峰度夏期間，全網最大用電負荷12883萬千瓦，同比增長15.9％，最大電力缺口822萬千瓦。除四川省外，華中電網其他省市都存在電力缺口，迎峰度夏電力供需形勢非常嚴峻。

美國《華爾街日報》5月報道曾預計，中國政府可能很快會鼓勵電廠運營商在增加發電量同時調高電費，允許它們把不斷上漲的煤價轉嫁給消費者。

事實上，從4月15日開始，中國國內部分省市上網電價已經平均上調0.02元／假，并且15個省市上調了銷售電價。6月10日，在2011年全國電力迎峰度夏電視電話會議上，國家發改委副主任、國家能源局局長劉鐵男披露，“為了應對今夏用電嚴峻形勢，發改委和能源局將在近期集中審批一批火電和電網項目以迅速緩解浙江、江蘇等地的用電緊張形勢。”國家能源局提供的數據顯示，1－5月，全國電源新增生產能力(正式投產)2449萬千瓦。

對此，中投顧問能源行業研究員宋智晨分析認為，在干旱過后，6月以來華中地區普降大雨，有效的緩解了旱情，也增加了水電發電量，必然有利于緩解電荒壓力，縮小用電缺口。但是無法改變整體的供電不足態勢，今夏的電力供需形勢不容樂觀。“發改委上調上網電價以及近期水電恢復一定程度上緩和了供電壓力，但是供需缺口依然十分巨大”。

機制未理順是主因

粗略估計，上調2分錢相當于到廠標煤單價上漲60元人民幣／噸左右，將不同程度緩解當地火電廠經營壓力，但這并未從根本上遏制上調電價省市的虧損局面。中電聯6月20日發布報告稱，今年1月-5月，五大發電集團的火電業務累計虧損121.6億元，至4月底，火電企業資產負債率比3月再次提高2.1％，至73.8％，經營風險已進一步提高。

另據電監會5月8日發布的《2010年度電力監管報告》顯示，2010年中國電網企業實現的利潤總額較2009年同期大幅度增長。五大發電集團實現的利潤總額整體較去年同期略有增長，但火電業務普遍虧損。從2008年開始，全國五大發電集團——華能、大唐、華電、國電、中電投的火電連續3年累計虧損分別都在85億元以上，合計虧損達600多億元。而2010年前11個月，同屬電力部門的電網卻實現營業收入2.19萬億元，同比增長20，84％，占整個電力行業的65％；實現利潤總額592億元，同比增長1828％，占行業比重為42％。

“現在我們發得越多，虧得就越多。”一位五大發電集團燃料部的人士說。觀察人士認為，“發電與供電方利潤分配不均電荒的主因，整個電力行業營業收入的65％都讓國家電網公司一刀切走了。

“這個觀點有些偏激。實際上，國家電網近年來也一直在承擔電網價格上調帶來的負擔。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強認為。中電聯外聯部負責人張海洋日前也公開表示，電網收入只占行業的28％，“電網企業的凈資產收益率僅為4，5％，遠低于工業企業平均水平，不存在暴利之說”。

“上述質疑恰好打中了國家電網的‘軟肋’：國家電網遠未形成現代企業制度，既沒有董事會，股東的多元化也未實現。”中國能源網首席信息官韓曉平說，“國家電網的確該承擔電荒的部分責任。如很多高耗能行業的用電需求，國家電網全部予以放行，但這遠不是國家電網一方的責任。”

此前也有分析認為，今年以來，高耗能產品產量持續快速增長帶動煤炭需求增加，但同時受進口煤數量萎縮、大秦線檢修、國際油價上漲等因素影響，運輸單位上調運價以及各港口煤炭庫存量大幅走低等影響，煤價持續高企，火電企業成本壓力空前加大，這是當前電荒的導火索。雖然6月中旬華東沿江主要電廠的煤炭價格整體保持穩定，但在此前的2011年的8個旬期，華東地區主要電廠煤炭價格上漲最高時達到115元／噸，是2010年全年該地區整體上漲價格20元／噸的5倍多。

電監會辦公廳副主任俞燕山認為，除了用電需求旺盛、部分地區水力發電不足之外，最主要原因是電價機制沒有理順。市場化的煤價持續走高，使得火電企業的發電成本上升，但由政府管制的上網電價卻不變，火電企業越發電越虧損，生產積極性受到打擊。因此，一些地方出現火電企業缺煤停機或以檢修為名停機的現象，多數火電大省的生產能力并沒有得到充分發揮。

中電聯外聯部負責人張海洋還認為，現狀是電力生產和消費存在嚴重的結構性矛盾。“東部缺電，西部窩電”是結構性矛盾造成的。

目前，中國能源資源集中在西部，而用電需求集中在東部，呈現逆向分布的特點。近期結構性矛盾尤其突出表現在：新增發電裝機的區域分布不平衡，用電需求大的東中部地區新增發電裝機較少；電源和電網建設不同步，尤其是電網建設滯后使得西部的電不能充分送到東中部；火電新增規模下降，使得總發電裝機容量的有效發電能力增長不足。

薛靜認為，這些電力本身的結構性矛盾是不容忽視的。雖然發電裝機容量足夠，但裝機結構發生了變化；風電等新能源裝機比例擴大，其有效發電能力卻只有火電的一半，使得總的新增裝機容量看起來大，有效發電能力卻不夠多，趕不上用電需求的增長；2010年新增裝機增幅為10.2％，比用電需求的增長低2個百分點。

如何走出困局

業內人士預計，未來兩年電力供需緊張形勢將不斷加劇。預計2012年最大電力缺口約5000萬千瓦，2013年若情況得不到改觀最大電力缺口將超過7000萬千瓦。面對如此大的挑戰，專家建議應該改革和完善現行電價形成機制。

俞燕山指出，要理順煤電價格關系，真正讓市場機制發揮作用。實現煤價、上網電價和銷售電價的聯動，使煤企、發電企業和供電企業的利潤均衡合理化，調動各方生產積極性。還要推進電價改革，做好居民階梯電價、分時電價等的制度設計，使電價能夠真正反映電力資源的稀缺程度。

他認為，一方面必須解決火電企業越發越虧的問題，以提高發電企業儲煤積極性和發電意愿。另一方面要加強電煤產運需協調銜接，按照國家發改委近期《關于切實保障電煤供應穩定電煤價格的緊急通知》要求，確保重點合同煤價格不漲價并且保質保量執行合同。此外，目前一些地區煤炭出廠后的運費和中間環節收費占到煤價的近50％，也應清理這些不合理的涉煤收費。

華北電力大學校長助理張粒子教授認為，在現在物價壓力高企的情況下，簡單地上調電價或抑制煤價都是治標不治本。“應該要加強需求側管理，同時加強跨區跨省電力調度，發揮區域電力市場調劑作用。”

蘇勝新表示，國家電網公司將按照“有保有限”的原則，嚴格控制“兩高”企業、產能過剩行業和不合理用電需求，督促納入有序用電方案的企業落實限電指標，讓電于民。但要看到，部分地方政府為保GDP和稅收增長，讓一些大型工業企業和高耗能企業繼續開足馬力，加大了有序用電方案的實施難度。

對于如何解決電力結構性矛盾，薛靜提出要調整電力機構，按照“控制東部、穩定中部、開發西部”的原則，在中東部嚴控火電建設規模，在西部加快水電、火電、風電、核電等綜合能源基地的建設，同時加大調峰電源和電網的配套建設，把西部的電有效送到中東部。

蘇勝新也表示，要加快建設跨區域、遠距離的特高壓電網，擴大“西電東送”規模；一批特高壓輸電工程若能在今明年獲批建設，到2014年可較好緩解結構性電荒。