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从今年电荒新特点看深层次矛盾

发布时间:2021-01-21 15:18:47 阅读: 来源:收纳桶厂家

从今年“电荒”新特点看深层次矛盾

“电荒”年年有,今年更扎眼。为什么?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。而今年的“电荒”再度成为社会焦点,有诸多新意味  与往年相比,今年“电荒”有三个新特征   1、提前爆发,影响有限。与2003—2005年那轮波及全国至少25省的“电荒”相比,今年“电荒”主要集中在华东、华中、南方区域,出现显著电力缺口的省份始终只有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。  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,但最引人注目的则是湖南、江西、重庆、河南等中部经济欠发达省份,甚至安徽、山西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因素,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,这个小时数如果超过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,全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。  今年“电荒”,反映中国经济三个深层次矛盾   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。  1985—2008年中国石油、煤炭、电力价格指数走势  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。  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。  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2009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。  化解“电荒”矛盾,需要正确看待三个问题   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,对此指标贸然设限有百害而无一利。至于直接将“用电量”作为行政指标分解考核,则更加是荒谬无稽贻害子孙。  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。  观察最近的5年,中国4大高耗能行业用电占比始终在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。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。虽然今年以来全社会用电同比增速总体下降,但同期月度用电定基曲线与历史标准曲线基本吻合,已经彻底摆脱2008年国际经济危机的影响。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。  展望全年电力形势,值得关注三个方面   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,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、广西等地旱情依旧。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。  3、短期应付,长期无解,警惕电荒成中国癌。展望下一阶段中国“电荒”发展的趋势,一是将从华东、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将从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,虽比前一阶段有所加剧,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问题——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。

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