“扫一扫”

电荒求解


来源于:李元衡

摘要:

在现在物价压力高企的情况下,简单地上调电价或抑制煤价都是治标不治本。

6月20日,中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)发布警示:“发电经营持续困难,给迎峰度夏电力供应保障带来较大风险。”此前,中电联相关人士也曾表示,7年来最严重的电荒可能导致4000万千瓦时的电力缺口。

据中国国家电力监管委员会(下称“电监会”)5月8日—14日的监测情况表明,重庆、湖南、安徽等地出现拉闸限电;浙江、贵州、广东、湖南、江西等地实行错峰用电;从中西部青海、湖北、湖南等传统缺煤省份到山西、陕西、河南等产煤大省都出现了缺煤停机现象。 

无疑,电荒正从局部向全国范围蔓延,并且开始影响百姓生活,相关产业链上的众多企业都已经或将要受到电荒的影响。时值夏季用电高峰期,人们最关注的是电荒将严重到何种程度,电价会不会继续上调?未来几年将如何发展,有没有解决良策? 

旱情缓解难补巨大缺口

 “2-4月本是传统用电淡季,但从东部到中部多省市均出现较大用电缺口。”中电联统计部主任薛静在5月接受新华社采访时表示,“今年将是自2004年大缺电以来缺电最严重的一年,而且还没有探底。”保守估计全国供电缺口在3000万千瓦左右,相当于两个安徽或三个重庆的发电装机容量。 

国家电网公司营销部主任苏胜新于5月中旬分析预测指出,如果电煤供需矛盾进一步加剧,旱情继续影响水力发电,并出现持续异常高温天气,今年全国电力缺口将扩大到4000万千瓦时左右。

华中电网预测,今年迎峰度夏期间,全网最大用电负荷12883万千瓦,同比增长15.9%,最大电力缺口822万千瓦。除四川省外,华中电网其他省市都存在电力缺口,迎峰度夏电力供需形势非常严峻。

《华尔街日报》5月报道曾预计,中国政府可能很快会鼓励电厂运营商在增加发电量同时调高电费,允许它们把不断上涨的煤价转嫁给消费者。

事实上,从4月15日开始,中国国内部分省市上网电价已经平均上调0.02元/度,并且15个省市上调了销售电价。6月10日,在2011年全国电力迎峰度夏电视电话会议上,国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男披露,“为了应对今夏用电严峻形势,发改委和能源局将在近期集中审批一批火电和电网项目以迅速缓解浙江、江苏等地的用电紧张形势。”国家能源局提供的数据显示,1至5月,全国电源新增生产能力(正式投产)2449万千瓦。

对此,中投顾问能源行业研究员宋智晨分析认为,在干旱过后,6月以来华中地区普降大雨,有效的缓解了旱情,也增加了水电发电量,必然有利于缓解电荒压力,缩小用电缺口。但是无法改变整体的供电不足态势,今夏的电力供需形势不容乐观。“发改委上调上网电价以及近期水电恢复一定程度上缓和了供电压力,但是供需缺口依然十分巨大”。

机制未理顺是主因

粗略估计,上调2分钱相当于到厂标煤单价上涨60元人民币/吨左右,将不同程度缓解当地火电厂经营压力,但这并未从根本上遏制上调电价省市的亏损局面。中电联6月20日发布报告称,今年1月至5月,五大发电集团的火电业务累计亏损121.6亿元,至4月底,火电企业资产负债率比3月再次提高2.1%,至73.8%,经营风险已进一步提高。

另据电监会5月8日发布的《2010年度电力监管报告》显示,2010年中国电网企业实现的利润总额较2009年同期大幅度增长。五大发电集团实现的利润总额整体较去年同期略有增长,但火电业务普遍亏损。从2008年开始,全国五大发电集团——华能、大唐、华电、国电、中电投的火电连续3年累计亏损分别都在85亿元以上,合计亏损达600多亿元。而2010年前11个月,同属电力部门的电网却实现营业收入2.19万亿元,同比增长20.84%,占整个电力行业的65%;实现利润总额592亿元,同比增长1828%,占行业比重为42%。

“现在我们发得越多,亏得就越多。”一位五大发电集团燃料部的人士说。观察人士认为,“发电与供电方利润分配不均电荒的主因,整个电力行业营业收入的65%都让国家电网公司一刀切走了。

“这个观点有些偏激。实际上,国家电网近年来也一直在承担电网价格上调带来的负担。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为。中电联外联部负责人张海洋日前也公开表示,电网收入只占行业的28%,“电网企业的净资产收益率仅为4.5%,远低于工业企业平均水平,不存在暴利之说”。

“上述质疑恰好打中了国家电网的‘软肋’:国家电网远未形成现代企业制度,既没有董事会,股东的多元化也未实现。”中国能源网首席信息官韩晓平说,“国家电网的确该承担电荒的部分责任。如很多高耗能行业的用电需求,国家电网全部予以放行,但这远不是国家电网一方的责任。”

此前也有分析认为,今年以来,高耗能产品产量持续快速增长带动煤炭需求增加,但同时受进口煤数量萎缩、大秦线检修、国际油价上涨等因素影响,运输单位上调运价以及各港口煤炭库存量大幅走低等影响,煤价持续高企,火电企业成本压力空前加大,这是当前电荒的导火索。虽然6月中旬华东沿江主要电厂的煤炭价格整体保持稳定,但在此前的2011年的8个旬期,华东地区主要电厂煤炭价格上涨最高时达到115元/吨,是2010年全年该地区整体上涨价格20元/吨的5倍多。

电监会办公厅副主任俞燕山认为,除了用电需求旺盛、部分地区水力发电不足之外,最主要原因是电价机制没有理顺。市场化的煤价持续走高,使得火电企业的发电成本上升,但由政府管制的上网电价却不变,火电企业越发电越亏损,生产积极性受到打击。因此,一些地方出现火电企业缺煤停机或以检修为名停机的现象,多数火电大省的生产能力并没有得到充分发挥。

业内人士也普遍认为,因煤停机的表象,其根源就在于市场煤价与计划电价体制不顺。电价属于国家行政调控,而煤炭的价格却已市场化。

中电联外联部负责人张海洋认为,现状是电力生产和消费存在严重的结构性矛盾。“东部缺电,西部窝电”是结构性矛盾造成的。

目前,中国能源资源集中在西部,而用电需求集中在东部,呈现逆向分布的特点。近期结构性矛盾尤其突出表现在:新增发电装机的区域分布不平衡,用电需求大的东中部地区新增发电装机较少;电源和电网建设不同步,尤其是电网建设滞后使得西部的电不能充分送到东中部;火电新增规模下降,使得总发电装机容量的有效发电能力增长不足。

薛静认为,这些电力本身的结构性矛盾是不容忽视的。虽然发电装机容量足够,但装机结构发生了变化;风电等新能源装机比例扩大,其有效发电能力却只有火电的一半,使得总的新增装机容量看起来大,有效发电能力却不够多,赶不上用电需求的增长;2010年新增装机增幅为10.2%,比用电需求的增长低2个百分点。  

如何走出困局

业内人士预计,未来两年电力供需紧张形势将不断加剧。预计2012年最大电力缺口约5000万千瓦,2013年若情况得不到改观最大电力缺口将超过7000万千瓦。面对如此大的挑战,专家建议应该改革和完善现行电价形成机制。

俞燕山指出,要理顺煤电价格关系,真正让市场机制发挥作用。实现煤价、上网电价和销售电价的联动,使煤企、发电企业和供电企业的利润均衡合理化,调动各方生产积极性。还要推进电价改革,做好居民阶梯电价、分时电价等的制度设计,使电价能够真正反映电力资源的稀缺程度。

他认为,一方面必须解决火电企业越发越亏的问题,以提高发电企业储煤积极性和发电意愿。另一方面要加强电煤产运需协调衔接,按照国家发改委近期《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》要求,确保重点合同煤价格不涨价并且保质保量执行合同。此外,目前一些地区煤炭出厂后的运费和中间环节收费占到煤价的近50%,也应清理这些不合理的涉煤收费。

华北电力大学校长助理张粒子教授认为,在现在物价压力高企的情况下,简单地上调电价或抑制煤价都是治标不治本。“应该要加强需求侧管理,同时加强跨区跨省电力调度,发挥区域电力市场调剂作用。”

苏胜新表示,国家电网公司将按照“有保有限”的原则,严格控制“两高”企业、产能过剩行业和不合理用电需求,督促纳入有序用电方案的企业落实限电指标,让电于民。但要看到,部分地方政府为保GDP和税收增长,让一些大型工业企业和高耗能企业继续开足马力,加大了有序用电方案的实施难度。

对于如何解决电力结构<




评 论



登陆发表评论