全国电力需求未减少 今冬“煤恐慌”预期在加剧

　　预警今冬电力供应

　　解决供电区域不平衡，应实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变

　　文/《瞭望》新闻周刊记者

　　梁晓云戴劲松吕晓宇

　　进入9月以来，我国多省市相继出现电力紧张。虽然全国电力装机总体充裕，但与去年相比，高耗能用电量仍持续在高位、跨省输煤不畅通、煤价高位上涨、煤电运输易受极端气候影响、局部地区“硬缺电”压力增加等，将构成今冬电力保障的不利因素。

　　电力需求未减 “煤恐慌”预期加剧

　　中电联预计，全年电力装机将达到10.5亿千瓦；近期有关部门和专家预计今冬电力缺口可能在3000万千瓦以上，占电力总体装机的比重约0.28%。而且从火电利用小时数看，前8月达到3557小时，高于2008年、2009年、2010年同期水平，但略低于2007年同期水平，更低于2005年全国发生硬缺电时期水平（3977小时）。

　　总体来看，全国因发电装机不足而产生大规模“硬缺电”的可能性不大，但与去年相比，今冬面临的不利因素增多可能使得“恐慌”预期加剧。

　　目前，全国用电需求持续高位运行，货币调控政策对重点用煤用电行业的抑制作用尚未显现。1至8月份累计用电量增速达11.9%，其中6～8月有13个省份用电量增速在13%以上，反映需求仍然偏热。有关专家认为，对应9%左右的GDP增速目标，10%左右的用电增速会比较理想。

　　从月度看，7月份用电量首次超过4000亿千瓦时，8月份仍处于4343亿千瓦时的高位。其中用电行业需求依然旺盛。

　　8月当月，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼、制造业等用电量同比均呈现高位稳定增长的态势。虽然国家此前实施了包括加息在内的货币调控政策，但从前8个月用电数据看，政策效果尚未传导至煤电下游消费领域，工业需求对煤价的支撑因素没有明显弱化。去年下半年因节能减排调控力度加大，用电量较上半年减弱，考虑到基数相对较低，预计今年四季度工业用电量增幅会有所扩大。

　　据煤炭运销协会快报统计，今年1～7月，全国煤炭产量21.2亿吨，同比增长13.5%；煤炭消费量21.6亿吨，同比增长10%。尽管发电装机总体充裕，但电煤保障不如去年宽松，加之煤价上涨和跨省输煤不畅等原因，冬季局部地区“电煤供应不足”性缺电风险加大。

　　华中电网大部分省（市）为煤炭资源匮乏的地区，煤炭需求的对外依存度较大，“有火无煤”难题突出。在去冬今春迎峰度冬时期，华中电网从11月份开始拉闸限电，相比其他区域，出现电力紧张的时间要早。而且往年4、5月份华中区域从没缺电，今年却出现拉闸限电情况。意味着华中电网正由季节性、局部性电力短缺转变为全年、全区域性电力短缺。

　　尤其是冬季枯水期水电发电量大幅下降，电煤供应难题将更为突出。华中电网统调水电装机容量超过4400万千瓦（不含三峡），占统调总装机容量的32%，网内径流式水电站多，水库库容大、调节性能好的水电站少，冬季枯水期水电受阻容量近1000万千瓦。因此，华中电网出现冬季电力供应短缺更为严重。在不考虑限电因素情况下，华中电网公司预计，全网在今冬明春（11月至次年2月）电煤供应缺口约为1700万吨。

　　南方区域水电装机比重约30%，电力供应平衡受水电影响较大。今年传统意义上的“丰水期”变成“枯水期”，水电出力大幅下降。南方电网预计四季度南方五省区电力缺口1400万千瓦左右，明年上半年缺口在1000万～1500万千瓦。根据以往规律，冬季来水偏枯，电力供应将更多依赖火电。除今年2月份外，全国火电月度发电量自2010年12月份以来连续超过3000亿千瓦时，2月份以后各月增速均高于10%。8月份为3457亿千瓦时，是火电发电量最多的一个月，同比增长15.6%。火电发电量增加进一步加剧了对电煤资源的争夺。

　　多地不同程度存在的“价格矛盾”仍然会影响发电企业积极性，尤其是因历史原因形成“低煤价、低电价”的煤炭主产区。山西部分电厂的煤炭成本已占总运营成本的八成以上，电厂陷入越发越亏的困境。今夏山西曾因火电机组“非计划停运”及出力受阻影响发电能力超过1400万千瓦，电力缺口超过200万千瓦。山西中南部13家发电企业装机容量1342万千瓦，占省调装机容量的41.93%。8月20日，这13家火电厂联名向山西省电力行业协会请求帮扶的紧急请示中提到“2011年4月10日省内上调上网电价3.09分钱后，但由于电煤市场价格同比仍大幅上涨，本次电价上调仅解决了中南部电厂1/4的电价欠账，6～7月份13家电厂仍亏损6.16亿元且亏损面还在扩大，现金流亏空进一步加剧，银行不予放贷，煤矿方面也缺乏供煤积极性，稍有到期还贷影响，就可能导致电厂资金链断裂。”13家电厂资金处境艰难，面临无钱买煤，无煤发电的困境。

　　河南是华中区域内唯一的富煤省份，河南电网装机容量达到4881万千瓦，由于亏损严重、煤质差影响出力等，今年上半年第一轮“电荒”时期减发容量约1326万千瓦。江苏省上网标杆电价为0.509元/千瓦时（含脱硫价0.015元），5500大卡的煤炭每吨740元时，60万千瓦火电机组还能有盈利，但截至9月26日当周，秦皇岛港口平仓价已涨至835元/吨。

　　由于“十一五”期间经济快速发展，积累起庞大的电力消费基数，部分地区电力供应增长持续跟不上需求增长的矛盾在今年集中显现，“硬缺电”隐患增加。

　　据电监会2010年年度监管报告，2010年浙江、广西、江苏发电装机容量分别增长1.97%、-1.47%、14.27%，而用电量增速快于装机容量增长，分别达到14.31%、15.93%、16.36%。今年上半年全国基建新增发电装机容量中，西北区域新增装机容量占全国的21.5%，所占比重比上年同期提高15.0个百分点；华东区域新增发电装机容量占全国的比重比上年同期降低13.9个百分点。新增装机明显减少，加剧了该区域电力供需矛盾。

　　此外，冬季煤炭、电力的生产和输送极易受枯水、异常天气等突发事件的影响。近期冬储开始，煤价上涨时间早于往年，在煤电价格机制不顺的情况下，对煤价上涨及煤电供应的“恐慌”预期或较往年加剧，同时也高于实际情况。

　　煤电领域深层矛盾加剧

　　与2004年电力装机不足导致的全国性的“硬缺电”和2008年电煤供应不足造成的“软缺电”不同，今年两轮缺电的原因更为错综复杂，暴露出煤电领域长期积累的深层矛盾，这些矛盾对近年来的“缺煤缺电”的不利影响在加大。

　　首先是电力体制改革滞后，价格矛盾积弊深重。今年4月份、6月份国家上调部分地区上网电价，一定程度上缓解了煤价上涨带来的发电成本压力，夏季用电高峰平稳度过。但近几年来煤价上涨的幅度显然已远远高于电价的上调幅度，自2009年8月触及国际金融危机以来的低点之后，煤价再也没有出现过像样的回调。2003年至今，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。而且往往电价调整后，煤价会以更快的速度将电价调整带来的利润吞噬。煤电双方因价格问题激化的时间间隔越来越短。华中电网内火电企业大面积亏损，发电无利可图，发电企业购煤、储煤积极性也不高，最大缺煤停机容量不断增加，且缺煤停机已常态化。

　　有专家认为，我国电力市场化改革滞后，市场这只“看不见的手”难以发挥效力，是近年来煤电价格矛盾日益突出的深层根源。在电力供应“发、输、配、售”四个环节，除了输配电具有一定的自然垄断性外，其余发、售两个环节都不具有自然垄断性，虽然实现了厂网分离，但在发电环节，市场化程度明显不够，发电环节目前仅是施工、建设阶段引入了竞争，发电运营环节发电量计划、上网电价仍严格由政府制定，发电企业不是一个真正意义上的市场主体，自我加强管理、提高效率、降低成本的意愿不足；发电企业把主要精力都投入到找政府要电价政策上。在售电环节，用电价被固化，电价没有反映市场供求关系、资源的稀缺以及对环境的影响，无法引导消费。

　　其次，资源配置效率不高。在装机总体充裕情况下，今年东部地区供电不足的“硬缺电”与部分地区装机闲置的“软缺电”并存。据中电联预计，迎峰度冬期间，东北、西北和蒙西电网有富余的同时，局部地区电力供需紧张将比上年涉及的范围更广、缺口有所扩大。

　　业内人士指出，电力项目的计划审批机制导致电力投资难以准确及时反映市场需求，更无法跟上市场的变化。华中电网预计，“十二五”期间华中区域电力供需形势将一直处于紧张态势，电力缺口将进一步扩大。同时，近年来火电增速远快于煤炭增速，电煤保供压力加大。2005年至2010年我国原煤产量增长47.9%，而同期火电装机增长80.55%。煤炭大省山西在2008年煤炭资源整合之前，大批小煤窑的产量并未纳入正式统计，因此统计公布数据有可能低于当时实际市场供应数据，而在煤炭资源整合之后，统计数据基本接近真实产量。考虑到这一因素，2005年至2010年煤炭实际增长可能较火电更低。

　　解决上述问题，除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到中部负荷中心，既解决了西部电力富余问题，也解决了中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。□