中国能源电力的深层次之困

旱情、电荒接踵而来，随着夏季用电高峰的到来，有愈演愈烈之势。旱情令中国部分水力发电量最大的地区水位降至警戒水平，而此时的发电量恰应处于峰值。去年5-10月期间，中国总发电量中，有五分之一来自水力发电。

中国将自6月1日(周三)起，上调15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时0.0167元人民币，但居民用电价不变。同时，安徽、湖南、江西的上网电价亦自6月1日起上调，每千瓦时平均涨2分左右。

上调销售电价将会提升电网公司的盈利能力，但对发电企业的直接得益有限。这次调价只考虑煤价上涨带来的成本压力，不考虑电力企业盲目扩张、电力机组能耗高等原因引起的亏损；且严令合同煤价不得跟风上涨。此次调价已基本被市场煤价上涨吞噬，火电行业在本次调价後尚欠缺至少8-10%的电价调整。电价调升幅度维持一成之内，均不会给通胀走势带来实质性影响。销售电价的提升将小幅遏制部分高耗能行业电能需求，对于缩小电力缺口有一定作用。

电力紧缺周期启动，电力需求旺盛的态势是趋势性的。由于沿海地区装机供给增长受限，特高压电网建设滞后，煤价、电价严重倒挂现象等继续存在，今年到明年出现用电紧张将持续存在。电力供需的变化同时具有区域特征，发达地区及产业转移地区用电紧张明显。

因此解决电荒，除增加电力供应外，还要加快跨区电网建设，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，实现由过去“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”转变，实现在全国范围内优化配置能源资源。目前电荒根本原因仍是结构性供需矛盾，由于近几年新增发电电源的机组结构、地区结构不均衡，表现在火电比重快速下降、而发电有效能力低的新能源发电比重提高；西部地区电源装机容量占全国总量的比重快速增加，但相应的电网建设没有跟上，导致全国性的资源优化配置能力严重受限，出现“西部窝电东部缺”的典型结构性缺电格局。

数据显示，东中部地区今夏存在最大电力缺口3000万千瓦，而东北和西北富馀电力2600万千瓦。东部缺的现象凸显今年电荒不是全国性的真荒，而是结构性缺电。同时，截至2010年底，西电东送三大通道输送能力比2005年增加一倍达到7000多万千瓦，相当于广东省的发电装机容量。但在今年华东、华中、华北和南方电网缺电情况下，由于输电通道不足，东北和西北地区分别富馀1300万千瓦左右电力无法送出。

清洁能源的增加，减少火电和煤炭的依赖，是符合国家长期战略的。一季度，清洁能源发电无论在投资还是在增速上均超过火电。

一季度，全国核电、风电累计投资243亿元，占全国电源基本建设投资总额近40%，比上年提高4个百分点；全国新增风电装机250万千瓦，同比增长19.6%，风电累计装机达到3394万千瓦，发电量188亿千瓦时，同比增长60.4%。

一季度水电、核电和风电增速均超过火电。一季度全国规模以上企业累计发电量10650.7亿千瓦时，同比增长13.4%。其中，火电量9006.5亿千瓦时，增长10.6%，增速比去年同期下降13.7个百分点，占全国发电量的比重下降1.6个百分点；水电量1136.2亿千瓦时，增长32.9%；核电量205.8亿千瓦时，增长17.4%；风电量188亿千瓦时，增长60.4%，水电、核电和风电增速分别高出火电增速22.3个、6.8个和49.8个百分点。

短期内解决电荒还需重新落回到火力发电，而从火力发电考量，目前的微幅调整并不能解决中国能源价格体系的深层次问题。火力缺电原因在于供给问题，一方面是发改委今年减少了火电审批，另一方面是在高煤价背景下，电力企业发电意愿不足。通胀背景下，电价大幅调整可能性较小。电力行业本身因两头受压，投资机会在于上下游。在电力企业持续亏损的格局下，电厂为了达成收支平衡而限制产出，从而导致了这场七年来最严重的电力短缺。

短期内，通过采取有序用电措施，加快电力输送通道建设，有效协调好煤电矛盾，可以一定程度上缓解供需矛盾。但从长期角度出发，政府还需找对改革的方向，理顺调控思路，从而合理解决电荒、油荒、气荒等发展矛盾。