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)

　　

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