解決供電區(qū)域不平衡，應(yīng)實(shí)現(xiàn)由“單純依靠煤炭運(yùn)輸”向“輸煤輸電并舉”的轉(zhuǎn)變，以“就地平衡發(fā)展方式”向“大范圍資源優(yōu)化配置”發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變

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

　　電力需求未減 “煤恐慌”預(yù)期加劇

　　中電聯(lián)預(yù)計，全年電力裝機(jī)將達(dá)到10.5億千瓦；近期有關(guān)部門和專家預(yù)計今冬電力缺口可能在3000萬千瓦以上，占電力總體裝機(jī)的比重約0.28%。而且從火電利用小時數(shù)看，前8月達(dá)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(fā)生硬缺電時期水平(3977小時)。

　　總體來看，全國因發(fā)電裝機(jī)不足而產(chǎn)生大規(guī)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(yù)期加劇。

　　目前，全國用電需求持續(xù)高位運(yùn)行，貨幣調(diào)控政策對重點(diǎn)用煤用電行業(yè)的抑制作用尚未顯現(xiàn)。1至8月份累計用電量增速達(dá)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(guān)專家認(rèn)為，對應(yīng)9%左右的GDP增速目標(biāo)，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(yè)需求依然旺盛。

　　8月當(dāng)月，化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉、制造業(yè)等用電量同比均呈現(xiàn)高位穩(wěn)定增長的態(tài)勢。雖然國家此前實(shí)施了包括加息在內(nèi)的貨幣調(diào)控政策，但從前8個月用電數(shù)據(jù)看，政策效果尚未傳導(dǎo)至煤電下游消費(fèi)領(lǐng)域，工業(yè)需求對煤價的支撐因素沒有明顯弱化。去年下半年因節(jié)能減排調(diào)控力度加大，用電量較上半年減弱，考慮到基數(shù)相對較低，預(yù)計今年四季度工業(yè)用電量增幅會有所擴(kuò)大。

　　據(jù)煤炭運(yùn)銷協(xié)會快報統(tǒng)計，今年1～7月，全國煤炭產(chǎn)量21.2億噸，同比增長13.5%；煤炭消費(fèi)量21.6億噸，同比增長10%。盡管發(fā)電裝機(jī)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(qū)“電煤供應(yīng)不足”性缺電風(fēng)險加大。

　　華中電網(wǎng)大部分省(市)為煤炭資源匱乏的地區(qū)，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(wǎng)從11月份開始拉閘限電，相比其他區(qū)域，出現(xiàn)電力緊張的時間要早。而且往年4、5月份華中區(qū)域從沒缺電，今年卻出現(xiàn)拉閘限電情況。意味著華中電網(wǎng)正由季節(jié)性、局部性電力短缺轉(zhuǎn)變?yōu)槿?、全區(qū)域性電力短缺。

　　尤其是冬季枯水期水電發(fā)電量大幅下降，電煤供應(yīng)難題將更為突出。華中電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)水電裝機(jī)容量超過4400萬千瓦(不含三峽)，占統(tǒng)調(diào)總裝機(jī)容量的32%，網(wǎng)內(nèi)徑流式水電站多，水庫庫容大、調(diào)節(jié)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(wǎng)出現(xiàn)冬季電力供應(yīng)短缺更為嚴(yán)重。在不考慮限電因素情況下，華中電網(wǎng)公司預(yù)計，全網(wǎng)在今冬明春(11月至次年2月)電煤供應(yīng)缺口約為1700萬噸。
 南方區(qū)域水電裝機(jī)比重約30%，電力供應(yīng)平衡受水電影響較大。今年傳統(tǒng)意義上的“豐水期”變成“枯水期”，水電出力大幅下降。南方電網(wǎng)預(yù)計四季度南方五省區(qū)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(jù)以往規(guī)律，冬季來水偏枯，電力供應(yīng)將更多依賴火電。除今年2月份外，全國火電月度發(fā)電量自2010年12月份以來連續(xù)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(fā)電量最多的一個月，同比增長15.6%。火電發(fā)電量增加進(jìn)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(fā)電企業(yè)積極性，尤其是因歷史原因形成“低煤價、低電價”的煤炭主產(chǎn)區(qū)。山西部分電廠的煤炭成本已占總運(yùn)營成本的八成以上，電廠陷入越發(fā)越虧的困境。今夏山西曾因火電機(jī)組“非計劃停運(yùn)”及出力受阻影響發(fā)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(fā)電企業(yè)裝機(jī)容量1342萬千瓦，占省調(diào)裝機(jī)容量的41.93%。8月20日，這13家火電廠聯(lián)名向山西省電力行業(yè)協(xié)會請求幫扶的緊急請示中提到“2011年4月10日省內(nèi)上調(diào)上網(wǎng)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(diào)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(kuò)大，現(xiàn)金流虧空進(jìn)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(dǎo)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(fā)電的困境。

　　河南是華中區(qū)域內(nèi)唯一的富煤省份，河南電網(wǎng)裝機(jī)容量達(dá)到4881萬千瓦，由于虧損嚴(yán)重、煤質(zhì)差影響出力等，今年上半年第一輪“電荒”時期減發(fā)容量約1326萬千瓦。江蘇省上網(wǎng)標(biāo)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(jī)組還能有盈利，但截至9月26日當(dāng)周，秦皇島港口平倉價已漲至835元/噸。

　　由于“十一五”期間經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展，積累起龐大的電力消費(fèi)基數(shù)，部分地區(qū)電力供應(yīng)增長持續(xù)跟不上需求增長的矛盾在今年集中顯現(xiàn)，“硬缺電”隱患增加。

　　據(jù)電監(jiān)會2010年年度監(jiān)管報告，2010年浙江、廣西、江蘇發(fā)電裝機(jī)容量分別增長1.97%、-1.47%、14.27%，而用電量增速快于裝機(jī)容量增長，分別達(dá)到14.31%、15.93%、16.36%。今年上半年全國基建新增發(fā)電裝機(jī)容量中，西北區(qū)域新增裝機(jī)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(diǎn)；華東區(qū)域新增發(fā)電裝機(jī)容量占全國的比重比上年同期降低13.9個百分點(diǎn)。新增裝機(jī)明顯減少，加劇了該區(qū)域電力供需矛盾。

　　此外，冬季煤炭、電力的生產(chǎn)和輸送極易受枯水、異常天氣等突發(fā)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(jī)制不順的情況下，對煤價上漲及煤電供應(yīng)的“恐慌”預(yù)期或較往年加劇，同時也高于實(shí)際情況。
 　

　　煤電領(lǐng)域深層矛盾加劇

　　與2004年電力裝機(jī)不足導(dǎo)致的全國性的“硬缺電”和2008年電煤供應(yīng)不足造成的“軟缺電”不同，今年兩輪缺電的原因更為錯綜復(fù)雜，暴露出煤電領(lǐng)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(diào)部分地區(qū)上網(wǎng)電價，一定程度上緩解了煤價上漲帶來的發(fā)電成本壓力，夏季用電高峰平穩(wěn)度過。但近幾年來煤價上漲的幅度顯然已遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于電價的上調(diào)幅度，自2009年8月觸及國際金融危機(jī)以來的低點(diǎn)之后，煤價再也沒有出現(xiàn)過像樣的回調(diào)。2003年至今，具有代表性的秦皇島山西優(yōu)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(diào)整后，煤價會以更快的速度將電價調(diào)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(wǎng)內(nèi)火電企業(yè)大面積虧損，發(fā)電無利可圖，發(fā)電企業(yè)購煤、儲煤積極性也不高，最大缺煤停機(jī)容量不斷增加，且缺煤停機(jī)已常態(tài)化。

　　有專家認(rèn)為，我國電力市場化改革滯后，市場這只“看不見的手”難以發(fā)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(yīng)“發(fā)、輸、配、售”四個環(huán)節(jié)，除了輸配電具有一定的自然壟斷性外，其余發(fā)、售兩個環(huán)節(jié)都不具有自然壟斷性，雖然實(shí)現(xiàn)了廠網(wǎng)分離，但在發(fā)電環(huán)節(jié)，市場化程度明顯不夠，發(fā)電環(huán)節(jié)目前僅是施工、建設(shè)階段引入了競爭，發(fā)電運(yùn)營環(huán)節(jié)發(fā)電量計劃、上網(wǎng)電價仍嚴(yán)格由政府制定，發(fā)電企業(yè)不是一個真正意義上的市場主體，自我加強(qiáng)管理、提高效率、降低成本的意愿不足；發(fā)電企業(yè)把主要精力都投入到找政府要電價政策上。在售電環(huán)節(jié)，用電價被固化，電價沒有反映市場供求關(guān)系、資源的稀缺以及對環(huán)境的影響，無法引導(dǎo)消費(fèi)。

　　其次，資源配置效率不高。在裝機(jī)總體充裕情況下，今年東部地區(qū)供電不足的“硬缺電”與部分地區(qū)裝機(jī)閑置的“軟缺電”并存。據(jù)中電聯(lián)預(yù)計，迎峰度冬期間，東北、西北和蒙西電網(wǎng)有富余的同時，局部地區(qū)電力供需緊張將比上年涉及的范圍更廣、缺口有所擴(kuò)大。

　　業(yè)內(nèi)人士指出，電力項目的計劃審批機(jī)制導(dǎo)致電力投資難以準(zhǔn)確及時反映市場需求，更無法跟上市場的變化。華中電網(wǎng)預(yù)計，“十二五”期間華中區(qū)域電力供需形勢將一直處于緊張態(tài)勢，電力缺口將進(jìn)一步擴(kuò)大。同時，近年來火電增速遠(yuǎn)快于煤炭增速，電煤保供壓力加大。2005年至2010年我國原煤產(chǎn)量增長47.9%，而同期火電裝機(jī)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(chǎn)量并未納入正式統(tǒng)計，因此統(tǒng)計公布數(shù)據(jù)有可能低于當(dāng)時實(shí)際市場供應(yīng)數(shù)據(jù)，而在煤炭資源整合之后，統(tǒng)計數(shù)據(jù)基本接近真實(shí)產(chǎn)量?？紤]到這一因素，2005年至2010年煤炭實(shí)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(yīng)能力方式外，還要加快將西部大煤電、水電、風(fēng)電基地豐富的電力輸送到中部負(fù)荷中心，既解決了西部電力富余問題，也解決了中部地區(qū)電力緊張問題，實(shí)現(xiàn)由“單純依靠煤炭運(yùn)輸”向“輸煤輸電并舉”的轉(zhuǎn)變，以“就地平衡發(fā)展方式”向“大范圍資源優(yōu)化配置”發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變。