文/与燕栖
“电荒”年年有,今年热眼球。
改革开放30余年,由于供需不平衡而出现拉路限电的年份超过一半。2011上半年,“电荒”再度成为热词,并带出诸多新意令人玩味。
一、与以往历次“电荒”相比,本次“电荒”出现3个新的特征:
1、提前爆发,影响有限。与03—05年那轮波及全国至少25省的“电荒”相比,如表所示,本次“电荒”主要集中于华东、华中、南方区域,出现显著电力缺口的省份只有10个左右,连带电力供需吃紧的省份也不足15个。与往年“电荒”集中于夏、冬负荷高峰期间不同,本次“电荒”从1月份即迅猛登场,连传统上用电需求淡季的3、4月份也未见缓解——而这个时段,恰好也是发电机组检修、煤矿过年放假的时间。
2011年1—5月全国电力供需缺口详表
单位:万千瓦,万千瓦时
供需统计 | 1月 | 2月 | 3月 | 4月 | 5月 | |
上海 | 电力缺口 | ---- | ---- | 21 | ---- | 11 |
有序用电调整电量 | 34 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
江苏 | 电力缺口 | 395 | 501 | 263 | 247 | 139 |
有序用电调整电量 | 53133 | 852 | 869 | 0 | 22248 | |
浙江 | 电力缺口 | ---- | 250 | 172 | 515 | 247 |
有序用电调整电量 | 818 | 2372 | 49892 | 34529 | 35568 | |
安徽 | 电力缺口 | ---- | ---- | ---- | ---- | 29 |
有序用电调整电量 | 0 | 0 | 0 | 0 | 10590 | |
湖北 | 电力缺口 | 224 | 47 | ---- | ---- | ---- |
有序用电调整电量 | 84969 | 3114 | 0 | 0 | 0 | |
河南 | 电力缺口 | 493 | ---- | ---- | ---- | ---- |
有序用电调整电量 | 88331 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
湖南 | 电力缺口 | 80 | ---- | 127 | 188 | 478 |
有序用电调整电量 | 13424 | 0 | 2865 | 10927 | 82467 | |
江西 | 电力缺口 | 149 | ---- | 57 | 224 | 174 |
有序用电调整电量 | 9714 | 0 | 581 | 18997 | 16797 | |
四川 | 电力缺口 | 93 | ---- | ---- | ---- | ---- |
有序用电调整电量 | 3289 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
重庆 | 电力缺口 | 127 | ---- | ---- | 122 | 183 |
有序用电调整电量 | 22777 | 0 | 0 | 22312 | 26365 | |
广东 | 电力缺口 | 147 | 216 | 193 | 346 | 360 |
有序用电调整电量 | 7781 | 9684 | 28469 | 33338 | 33094 | |
广西 | 电力缺口 | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- |
有序用电调整电量 | 10127 | 160 | 21 | 8 | 0 | |
贵州 | 电力缺口 | 90 | 10 | 31 | 169 | 188 |
有序用电调整电量 | 9174 | 240 | 761 | 51240 | 47144 | |
云南 | 电力缺口 | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- |
有序用电调整电量 | 38911 | 300 | 0 | 0 | 0 | |
海南 | 电力缺口 | 9 | ---- | 1 | ---- | 26 |
有序用电调整电量 | 49 | 0 | 3 | 0 | 675 |
2、热点转移,应对不易。以往的“电荒”多以东南沿海经济发达地区最为严重,本次“电荒”名单中虽然依然有江苏、广东等传统的重灾区,但如表所示,最引人注目的则是湖南、江西、重庆等中部经济欠发达省份,甚至安徽等传统的电能输出地区也开始供应趋紧。此中虽有来水偏枯等偶然性,但产业转移是内在的决定因素。而这些地方一次能源资源、电源布局以及电网路网等方面的基础条件,显然还难以适应“电荒”的突袭。
3、人为短缺,新型挑战。发电设备利用小时数是发电装机供应能力的主要指标,如图所示,发电设备利用小时如果超过5000小时往往伴随“电荒”的出现,以前历次“电荒”莫不如此。而2008年至今,中国发电设备利用小时数始终在4500—4700之间的低位徘徊,说明发电装机始终是比较充裕的,在这种情况下依然出现“电荒”,说明不是供应能力而是人为的体制机制问题,这是与以往“电荒”完全不同的新课题与新挑战。
二、本次“电荒”,反映出中国经济社会3个深层次的矛盾:
1、价格体系积弊深重。本次“电荒”最主要的原因,煤炭价格国际化市场化与电力价格被人为压制并存,这反映了中国资源价格体系的痼疾。改革开放30余年,中国煤炭行业市场化国际化程度越来越高,电煤价格从上世纪80年代的20-30元、90年代的100元左右、新世纪初的200-300元一直涨到目前的800元以上。而如图所示,中国电价调整长期滞后于煤炭、石油等一次能源,目前工业电价、民用电价分别只有国际水平的70%与40%左右。电价管制是国际通行的监管措施,但人为压低电价则是中国宏观领域一种独有的潜规则,是中国“电荒”长期难治与高耗能产业长盛不衰的共同原因。
2、资源配置无系统性。本次“电荒”一个隐性特点,总体上装机闲置的“软缺电”与局部地区装机短缺的“硬缺电”并存。无论是前述“电荒”显著的10省市,还是东北、内蒙等电力富裕地区,引起“软缺电”的价格矛盾是普遍的,但江苏省2010年发电小时数已高达5573,随着经济快速增长而“硬缺电”问题突出。但与此同时,江苏另有700多万千瓦“违规机组”一直产能闲置,长三角地区因环境容量设限停止上马新火电厂,而内蒙电力外送通道已核准的超高压输电项目被拖延搁置……即使不提“计划”与“市场”对配置资源的优劣,从规划到执行,中国现有资源配置体制显然严重缺乏系统性。
2005年以来电力投资情况一览表
电力建设投资(亿元) | 2005年 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011前5月 |
电网 | 1526 | 2092 | 2450 | 2895 | 3847 | 3410 | 955 |
电源 | 3228 | 3195 | 3226 | 3407 | 3711 | 3641 | 1166 |
其中:火电 | 2269 | 2230 | 2005 | 1679 | 1492 | 1311 | 395 |
电源投资结构(%) | 2005年 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011前5月 |
水电 | 26.7 | 24.5 | 26.6 | 24.9 | 23.4 | 21.7 | 26.2 |
火电 | 70.3 | 69.8 | 62.1 | 49.3 | 40.2 | 36.0 | 33.9 |
核电 | 1.0 | 2.9 | 5.1 | 9.7 | 15.5 | 17.3 | 22.1 |
风电 | 1.4 | 2.0 | 5.3 | 15.5 | 20.4 | 24.5 | 16.4 |
其它 | 0.5 | 0.8 | 0.9 | 0.6 | 0.5 | 0.5 | 1.4 |
3、能源安全远期堪优。本次“电荒”具有强烈的预警意味,近期的机组闲置与远期的“硬缺电”威胁并存,这也是中国能源安全态势的一个写照。由于资源价格体系扭曲,中国电力企业投资收益长期低下,缺乏持续经营能力;人为滞后不遵守游戏规则的“煤电联动”,更是严重干扰了电力企业的正常经营秩序与长期资本规划。“十一五”期间,中国火力发电年度投资额已从2269亿元大幅下降到1311亿元,火电在电源年度新增投资中的比重已从70%大幅下降到35%,不仅电源结构的支撑性调节性下降,而且电力供应的可持续能力堪忧。另外09年以来,电网投资也开始出现下滑,后劲不足。总之,电力企业投资意愿下降,预示着“电荒”依然将是一场持久战,而且将向成品油等相关市场领域蔓延。
三、解盘2011上半年“电荒”新局,需要正确看待3个观念性的问题:
1、单产电耗正常提高。本次“电荒”的主要矛盾在供给侧,而非需求侧。将“单位产值能耗”列入国民经济与社会发展的约束性指标,是节能减排调整结构转变发展方式的重要举措,但“单位产值电耗”不能混为一谈。随着中国工业化、城镇化发展,煤炭等一次能源将从低效率高污染的分散直燃,转变为发电厂集约化生产;而为了实现清洁低碳发展,风能、太阳能、核能等绝大多数非化石能源也都需要转化为电力来供人使用。因此中国单产电耗的走势必高于能耗,这本身也是一种能源使用方式的结构调整与优化,对此指标贸然设限是有百害而无一利的。至于直接将“用电量”作为行政指标,则更加是荒谬无稽贻害子孙的。
2、高耗能行业正常波动。将本次“电荒”的主要原因,归结为所谓高耗能行业用电“报复性反弹”是不成立的。如表所示,中国4大高耗能行业用电占比长期在30%—34.5%之间波动,进而通过库存影响宏观经济的短周期变动。这种波动,更多是受价格、需求预期等市场因素影响,地方产业政策的影响是有限的——去年5、6月份相关产品价格的下降才是7、8月份用电下滑的真正原因,一些地方出台的压制政策也未能阻止其后用电占比的回升(效果仅仅体现在12月份这一个月)。更进一步说,高耗能产品库存波动作为一种正常的经济现象,如果良加利用,还可成为一种缓和“电荒”的储能方式。
3、需求走势日趋正常。虽然1—5月全社会用电同比增速总体下降,但如图所示,同期月度用电定基曲线与历史标准曲线高度吻合,已经彻底摆脱08年国际经济危机的影响(同比增速的下降,仅仅是10年基数较高的反映)。虽然受到本次“电荒”的一定影响,但从用电需求看宏观经济走势,总体上依然处于正常区间。从周期性因素说,目前可能处于一个积累库存的阶段,但尚未有所谓“去库存”的显著特征。如果没有产成品库存、市场价格等其他信息配合,单从用电需求走势是无法推导出宏观经济的下行趋势的。
四、展望全年电力供需形势,值得关注的3个侧面:
1、电力增加,电量平稳,需求不会大起大落。随着抑制通胀各项政策的进一步落实,中国经济总体上热度下降,用电需求的增长也受到大势所限;随着节能减排政策的延续特别是高耗能产品自身的库存积累,带动用电增长的主动力不足,综合各调度机构的预测,预计全年用电增速与上年基本持平(11%左右)且总体走势平稳,出现大起大落的可能性很低。另外随着生活水平提高(空调负荷大幅增长),今年夏季电力尖峰负荷将进一步增长,目前预计全国日最高负荷同比增长14%,而最终实际增幅则决定于当日的气温与湿度。
2、来水补充,来煤存疑,供给仍有不确定性。随着机组检修季节结束,以及部分省市调整上网电价,可望释放一部分火电机组能力,但也存在煤价追涨侵夺利润的现实威胁。今年底中国发电装机将突破10亿千瓦,但预计发电小时数仅比上年微增,只要价格问题不解决,火电机组发电能力就不可能充分发挥。随着一些省区旱情的缓解,水电的发电能力将显著恢复,但今年来水情况依然总体偏枯,特别是南方区域贵州等省。另外江苏、浙江、广东、重庆等省本地装机不足,电网输送通道有限,市场交易机制不健全,省外区外来电存在较大的不确定性。
2011年迎峰度夏期间全国电力供需形势预计
单位:万千瓦,万千瓦时
1—5月参照 | 夏季负荷高峰 | |
华东区域 | 电力缺口始终在400—800万千瓦之间,4月份最高(762万千瓦),通过有序用电调整电量21.1亿千瓦时。 | 预计电力缺口800—1300万千瓦左右,极端情况1600万千瓦,电力紧张程度加剧。 |
华中区域 | 除春节期间,电力缺口始终在100—1000万千瓦之间,1月份最高(1045万千瓦),通过有序用电调整电量40.1亿千瓦时。 | 预计电力缺口850—1200万千瓦,电力紧张程度可能加剧。 |
南方区域 | 电力缺口始终在150—440万千瓦之间,4月份最高(440万千瓦),通过有序用电调整电量27.1亿千瓦时。 | 预计电力缺口600万千瓦,电力紧张程度有所加剧。 |
华北区域 | 仅5月份河北南网出现少量电力缺口( 100万千瓦),通过有序用电调整电量102万千瓦时。 | 预计电力缺口1150万千瓦。其中京津唐缺口570万,河北南网缺口200—300万,山西缺口115万,山东缺口100—300万。 |
东北区域 | 无电力缺口,未实施有序用电。 | 预计无电力缺口。 |
西北区域 | 1月、4月分别出现571万、101万千瓦电力缺口,通过有序用电调整电量11.9亿千瓦时。 | 预计总体平衡,但个别地区存在一定缺口,例如陕西缺口180万左右, |
3、短期应付,长期无解,警惕电荒成中国癌。下半年中国“电荒”发展的趋势,如上表所示,一是从华东、华中、南方3个区域扩展到华北地区;二是电力尖峰负荷缺口从2000万左右扩大到3000—4000万千瓦。预计显著缺电省份依然不超过一半,负荷缺口不超过装机总量的5%,通过有序用电措施累计调整电量占全社会用电的1%以内,虽比上半年有所加剧,依然仅仅属于“局部性、时段性”的温和缺电。但如果换一个角度,对于那些身处“局部”或适逢“时段”的企业或居民而言,“供应能力总体充裕”“供需总体平衡”又有什么实质意义?自上一轮装机短缺型“电荒”结束,仅仅三年之后的2008奥运之年,这种机组小时数低迷而局部性时段性温和缺电的新型“电荒”就已经开始了。如果满足于短期应付,而不下定决心努力解决资源价格的深层次问题,这种新型“电荒”可能成为长期困扰中国经济社会发展的问题,一种反复重复发作的社会癌症——是选择适应“昂贵而充裕”,还是继续忍受“廉价而短缺”,中国的能源安全机制需要做出抉择。
(作者系长策智库高级研究员)