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            進入9月以來,我國多省市相繼出現電力緊張。雖然全國電力裝機總體充裕,但與去年相比,高耗能用電量仍持續在高位、跨省輸煤不暢通、煤價高位上漲、煤電運輸易受極端氣候影響、局部地區“硬缺電”壓力增加等,將構成今冬電力保障的不利因素。

            電力需求未減“煤恐慌”預期加劇

            中電聯預計,全年電力裝機將達到10.5億千瓦;近期有關部門和專家預計今冬電力缺口可能在3000萬千瓦以上,占電力總體裝機的比重約0.28%。而且從火電利用小時數看,前8月達到3557小時,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年全國發生硬缺電時期水平(3977小時)。

            總體來看,全國因發電裝機不足而產生大規模“硬缺電”的可能性不大,但與去年相比,今冬面臨的不利因素增多可能使得“恐慌”預期加劇。

            目前,全國用電需求持續高位運行,貨幣調控政策對重點用煤用電行業的抑制作用尚未顯現。1至8月份累計用電量增速達11.9%,其中6~8月有13個省份用電量增速在13%以上,反映需求仍然偏熱。有關專家認為,對應9%左右的GDP增速目標,10%左右的用電增速會比較理想。

            從月度看,7月份用電量首次超過4000億千瓦時,8月份仍處于4343億千瓦時的高位。其中用電行業需求依然旺盛。

            8月當月,化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉、制造業等用電量同比均呈現高位穩定增長的態勢。雖然國家此前實施了包括加息在內的貨幣調控政策,但從前8個月用電數據看,政策效果尚未傳導至煤電下游消費領域,工業需求對煤價的支撐因素沒有明顯弱化。去年下半年因節能減排調控力度加大,用電量較上半年減弱,考慮到基數相對較低,預計今年四季度工業用電量增幅會有所擴大。

            據煤炭運銷協會快報統計,今年1~7月,全國煤炭產量21.2億噸,同比增長13.5%;煤炭消費量21.6億噸,同比增長10%。盡管發電裝機總體充裕,但電煤保障不如去年寬松,加之煤價上漲和跨省輸煤不暢等原因,冬季局部地區“電煤供應不足”性缺電風險加大。

            華中電網大部分省(市)為煤炭資源匱乏的地區,煤炭需求的對外依存度較大,“有火無煤”難題突出。在去冬今春迎峰度冬時期,華中電網從11月份開始拉閘限電,相比其他區域,出現電力緊張的時間要早。而且往年4、5月份華中區域從沒缺電,今年卻出現拉閘限電情況。意味著華中電網正由季節性、局部性電力短缺轉變為全年、全區域性電力短缺。

            尤其是冬季枯水期水電發電量大幅下降,電煤供應難題將更為突出。華中電網統調水電裝機容量超過4400萬千瓦(不含三峽),占統調總裝機容量的32%,網內徑流式水電站多,水庫庫容大、調節性能好的水電站少,冬季枯水期水電受阻容量近1000萬千瓦。因此,華中電網出現冬季電力供應短缺更為嚴重。在不考慮限電因素情況下,華中電網公司預計,全網在今冬明春(11月至次年2月)電煤供應缺口約為1700萬噸。

            南方區域水電裝機比重約30%,電力供應平衡受水電影響較大。今年傳統意義上的“豐水期”變成“枯水期”,水電出力大幅下降。南方電網預計四季度南方五省區電力缺口1400萬千瓦左右,明年上半年缺口在1000萬~1500萬千瓦。根據以往規律,冬季來水偏枯,電力供應將更多依賴火電。除今年2月份外,全國火電月度發電量自2010年12月份以來連續超過3000億千瓦時,2月份以后各月增速均高于10%。8月份為3457億千瓦時,是火電發電量最多的一個月,同比增長15.6%?;痣姲l電量增加進一步加劇了對電煤資源的爭奪。

            多地不同程度存在的“價格矛盾”仍然會影響發電企業積極性,尤其是因歷史原因形成“低煤價、低電價”的煤炭主產區。山西部分電廠的煤炭成本已占總運營成本的八成以上,電廠陷入越發越虧的困境。今夏山西曾因火電機組“非計劃停運”及出力受阻影響發電能力超過1400萬千瓦,電力缺口超過200萬千瓦。山西中南部13家發電企業裝機容量1342萬千瓦,占省調裝機容量的41.93%。8月20日,這13家火電廠聯名向山西省電力行業協會請求幫扶的緊急請示中提到“2011年4月10日省內上調上網電價3.09分錢后,但由于電煤市場價格同比仍大幅上漲,本次電價上調僅解決了中南部電廠1/4的電價欠賬,6~7月份13家電廠仍虧損6.16億元且虧損面還在擴大,現金流虧空進一步加劇,銀行不予放貸,煤礦方面也缺乏供煤積極性,稍有到期還貸影響,就可能導致電廠資金鏈斷裂。”13家電廠資金處境艱難,面臨無錢買煤,無煤發電的困境。

            河南是華中區域內唯一的富煤省份,河南電網裝機容量達到4881萬千瓦,由于虧損嚴重、煤質差影響出力等,今年上半年第一輪“電荒”時期減發容量約1326萬千瓦。江蘇省上網標桿電價為0.509元/千瓦時(含脫硫價0.015元),5500大卡的煤炭每噸740元時,60萬千瓦火電機組還能有盈利,但截至9月26日當周,秦皇島港口平倉價已漲至835元/噸。

            由于“十一五”期間經濟快速發展,積累起龐大的電力消費基數,部分地區電力供應增長持續跟不上需求增長的矛盾在今年集中顯現,“硬缺電”隱患增加。

            據電監會2010年年度監管報告,2010年浙江、廣西、江蘇發電裝機容量分別增長1.97%、-1.47%、14.27%,而用電量增速快于裝機容量增長,分別達到14.31%、15.93%、16.36%。今年上半年全國基建新增發電裝機容量中,西北區域新增裝機容量占全國的21.5%,所占比重比上年同期提高15.0個百分點;華東區域新增發電裝機容量占全國的比重比上年同期降低13.9個百分點。新增裝機明顯減少,加劇了該區域電力供需矛盾。

            此外,冬季煤炭、電力的生產和輸送極易受枯水、異常天氣等突發事件的影響。近期冬儲開始,煤價上漲時間早于往年,在煤電價格機制不順的情況下,對煤價上漲及煤電供應的“恐慌”預期或較往年加劇,同時也高于實際情況。

            煤電領域深層矛盾加劇

            與2004年電力裝機不足導致的全國性的“硬缺電”和2008年電煤供應不足造成的“軟缺電”不同,今年兩輪缺電的原因更為錯綜復雜,暴露出煤電領域長期積累的深層矛盾,這些矛盾對近年來的“缺煤缺電”的不利影響在加大。

            首先是電力體制改革滯后,價格矛盾積弊深重。今年4月份、6月份國家上調部分地區上網電價,一定程度上緩解了煤價上漲帶來的發電成本壓力,夏季用電高峰平穩度過。但近幾年來煤價上漲的幅度顯然已遠遠高于電價的上調幅度,自2009年8月觸及國際金融危機以來的低點之后,煤價再也沒有出現過像樣的回調。2003年至今,具有代表性的秦皇島山西優混5500大卡煤炭價格累計上漲幅度超過200%,而銷售電價漲幅還不到40%。而且往往電價調整后,煤價會以更快的速度將電價調整帶來的利潤吞噬。煤電雙方因價格問題激化的時間間隔越來越短。華中電網內火電企業大面積虧損,發電無利可圖,發電企業購煤、儲煤積極性也不高,最大缺煤停機容量不斷增加,且缺煤停機已常態化。

            有專家認為,我國電力市場化改革滯后,市場這只“看不見的手”難以發揮效力,是近年來煤電價格矛盾日益突出的深層根源。在電力供應“發、輸、配、售”四個環節,除了輸配電具有一定的自然壟斷性外,其余發、售兩個環節都不具有自然壟斷性,雖然實現了廠網分離,但在發電環節,市場化程度明顯不夠,發電環節目前僅是施工、建設階段引入了競爭,發電運營環節發電量計劃、上網電價仍嚴格由政府制定,發電企業不是一個真正意義上的市場主體,自我加強管理、提高效率、降低成本的意愿不足;發電企業把主要精力都投入到找政府要電價政策上。在售電環節,用電價被固化,電價沒有反映市場供求關系、資源的稀缺以及對環境的影響,無法引導消費。

            其次,資源配置效率不高。在裝機總體充裕情況下,今年東部地區供電不足的“硬缺電”與部分地區裝機閑置的“軟缺電”并存。據中電聯預計,迎峰度冬期間,東北、西北和蒙西電網有富余的同時,局部地區電力供需緊張將比上年涉及的范圍更廣、缺口有所擴大。

            業內人士指出,電力項目的計劃審批機制導致電力投資難以準確及時反映市場需求,更無法跟上市場的變化。華中電網預計,“十二五”期間華中區域電力供需形勢將一直處于緊張態勢,電力缺口將進一步擴大。同時,近年來火電增速遠快于煤炭增速,電煤保供壓力加大。2005年至2010年我國原煤產量增長47.9%,而同期火電裝機增長80.55%。煤炭大省山西在2008年煤炭資源整合之前,大批小煤窯的產量并未納入正式統計,因此統計公布數據有可能低于當時實際市場供應數據,而在煤炭資源整合之后,統計數據基本接近真實產量??紤]到這一因素,2005年至2010年煤炭實際增長可能較火電更低。

            解決上述問題,除了就地增加電力供應能力方式外,還要加快將西部大煤電、水電、風電基地豐富的電力輸送到中部負荷中心,既解決了西部電力富余問題,也解決了中部地區電力緊張問題,實現由“單純依靠煤炭運輸”向“輸煤輸電并舉”的轉變,以“就地平衡發展方式”向“大范圍資源優化配置”發展方式的轉變。

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