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浙江溫州樂清市一家管道生產企業的大型生產設備因停電無法運轉。資料照片 |
今年3月以來，我國多地遭遇淡季缺電危機。而一些地區的電荒甚至一直延續，出現了前所未有的緊繃狀態。但與過去因投資不足、缺少裝機導致的“硬缺電”不同，近年來我國發電設備利用小時數持續偏低，顯示出全國發電裝機依然充足甚至過剩。業內有關專家分析指出，新一輪“電荒”進一步凸顯電力價格管制策略逐步減效，它在很大程度上源于無法完成煤電交易、產銷流程與資金鏈條出現斷裂而引起的人為因素停機。
新一輪“電荒”很大程度歸于人為因素
發電設備利用小時數是發電裝機供應能力的主要指標，發電設備利用小時超過5000小時往往伴隨“電荒”出現。自2008年至今，我國發電設備利用小時數始終在4500—4700之間徘徊，說明發電裝機比較充裕，本輪“電荒”不是供應能力而是供應機制的問題。
據專家分析，即便是缺電形勢嚴峻的湖南，也存在火電產能閑置狀況，而云南省局部地區在汛期還有窩電現象。中電聯預計今夏電力缺口可能在3000萬千瓦，僅占全國裝機9.7億千瓦的3%。由此判斷，當前電力行業現狀不具備演變為全國性“硬缺電”的基礎。
一些區域電網的電力供需正由季節性、局部性電力短缺轉變為全年、全區域性電力短缺。自去年下半年至今，華中電網所轄的湖北、湖南、重慶、河南、四川和江西六省市的電力供需一直處于緊張態勢。入夏以來，華中電網用電負荷增長迅猛。從6月至今，已有18天用電負荷過億。7月5日，全網首輪用電高峰的用電負荷達到了11181.4萬千瓦，創歷史新高。此后，7月20日、21日、22日，華中電網用電負荷更是罕見地連續3天突破歷史新高，最終刷新紀錄達1.156億千瓦。
根據電力電量平衡分析預測，迎峰度夏期間華中區域電力供需整體形勢緊張，最大電力缺口822萬千瓦，6至9月的電量缺口總共將達到47.5億千瓦時。華中電網公司透露，本輪“電荒”很大程度歸于人為因素，這主要是由于無法完成煤電交易、產銷流程與資金鏈條出現斷裂而引起的。比如，今年年初，華中電力區域交易平臺組織區域內省市煤電企業進行談判，當時湖北省的火電企業需求560萬噸煤，河南省的煤炭企業愿意供給706萬噸，其中156萬噸是按照河南標桿電價出的錢，剩下的略高于標桿電價1至2分錢。但最后由于政府干預，河南方面只輸送了50萬噸。
湖北能源集團長期“跑煤”的負責人賈曙光說，在電力平衡富余時期，各省希望盡量減少外購電，讓本省的機組盡可能多發電，而在電力供應緊張時期，在自身電力供應尚難保證的情況下，地方政府部門人為設置省間壁壘，阻撓交易自由開展。據了解，2010年，因本身電力供應緊張，河南省政府要求停止外送電，導致河南送湖北、湖南電能交易合同完成率只有66.89%。
“電荒”向中部省份轉移凸顯價格管制失效
由于煤炭等上游燃料價格持續上漲造成發電企業運營與投資的能力下降，控制上游的電煤價格是最本能、最習慣性的對策選擇。但改革開放以來，我國電煤的總體走勢是：價格不斷上漲，相關政府部門的價格管制策略逐步減效。
華中電監局有關專家分析說，此輪“電荒”除了傳統的南方、華東沿海地區，隨著產業轉移“電荒”明顯向湖南、江西、河南等中部省份轉移，福建、安徽等傳統的電能輸出地區也開始供應趨緊。而這些地方的一次能源資源、電源布局以及電網、路網等基礎條件難以在短期內達到應對“電荒”的需求。
今年華中地區首次出現淡季缺電，一半緣于天災，一半來自人禍。他以華中地區為例做了分析，首先，今年華中地區非常特殊，汛期水情銳減對水電供給造成很大影響。據統計，華中地區今年入庫流量較去年同期減少了40%至50%。其次，由于煤價大幅上漲，火電非計劃停運，閑置容量大幅增加，也是造成“電荒”的重要原因。
到廠電煤包括兩部分，一部分是到廠重點計劃電煤，另一部分是到廠市場電煤，重點計劃電煤價格要低于市場電煤價格，兩者價格差近些年在不斷擴大。隨著價差的不斷擴大，造成了兩大問題：一是重點煤炭合同簽訂量減少，二是即使有了重點煤炭合同，重點煤礦的兌現率也在減少，開口量需要去市場購買。這造成電廠到廠煤價飛漲，以湖北為例，2011年前5個月，電廠到廠電煤價格比2007年高出400元/噸。
一般而言，千瓦時電成本項目包括燃料費、材料費、修理費、職工薪酬、折舊、企業管理費用支出和利息支出等7項。以一個裝機容量為30萬千瓦的電廠來說，煤炭成本占千瓦時電成本的60%至65%是正常的，但近幾年燃料成本占千瓦時電成本的比例逐年上升。記者調研了解到，湖北、江西一些百萬千瓦的電廠其燃料成本已經占到千瓦時電生產成本的90%以上，最高的達95%。
由于價格機制沒理順，火電企業大面積虧損，生產積極性受到壓制。從電煤監測情況來看，部分生產能力因火電價格低、電煤價格高等問題而處于停機狀態。以河南省為例，河南電網裝機容量達到4881萬千瓦，減發容量約1326萬千瓦，實際可調出力僅3555萬千瓦。
根治“電荒”亟須從宏觀層面打政策組合拳
國家發改委今年上半年多次上調上網電價和銷售電價，但武漢理工大學經濟管理學院程斌武副教授等專家認為，如果僅實行簡單的價格聯動，而不同步配套進行稅收、補貼政策、監管等改革組合拳，顯然不能根本解決中國式“電荒”。在日益市場化、國際化的背景下，相關部門需要從公共管理角度進行深入的研究與思考，對現行電力能源管理制度進行更加深刻的變革。
他們對此提出以下建議：
一是國家應盡快出臺調價機制，引導人們改變“低電價”思維，理順電價等能源價格機制勢在必行。此輪上調上網電價和銷售電價之后，今年火電企業有望增收320億元，火電企業將獲得喘息之機，有助于提高此前持續低迷的發電企業積極性。
然而，解決“電荒”的治本之策還在于推動電力體制深層改革，疏導電價矛盾是當前宏觀調控的重要任務，也是保證國民經濟正常運行的著力點。國家相關部門應盡快出臺調價常態機制，不再臨時抱佛腳，頭疼醫頭，腳疼醫腳。同時發展水電、鼓勵低耗能產業發展、加強電網建設，才能從根本上消滅“電荒”。
根據對美國、日本、巴西、俄羅斯等39個主要國家和地區電價水平的統計，我國工業電價為世界平均水平的70%，居民電價則是世界平均水平的41%。
二是構建“高稅收-高電價-高補貼-強監管”的管理體系。如果提高價格而不及時補貼消費者，必然影響經濟發展與社會穩定；如果提高稅收而不用于相關領域的補貼，必然被指與民爭利，影響政策執行。具體主要包括：
——對終端消費者進行普遍而差異化的補貼。盡快落實國發[2002]5號文件要求，對農民、城鎮低收入群體等底層消費者進行救濟，通過補貼保障其享有普遍服務的基本權利、避免受到高電價的沖擊；盡快實行階梯電價。
——通過專項補貼引導產業調整，提高電價的目的是利用價格杠桿減少不必要的電力消耗，在產業環節主要體現為抑制低技術高耗能產業，逐步提高單位能耗的經濟產出，因此在提高電價后有必要對在產業政策上應受到鼓勵的高效低耗產業，包括技術或產品進行補貼。
——通過專項補貼引導補償不可再生的資源環境損失。對煤炭等礦產品提取足夠高的資源稅之后，同時應從稅收中返還一部分用于資源環境補償這項公共事務，可以通過向社會上的專業機構購買服務來實現這一目的，而不再完全依賴企業。
電監會吳疆還說，目前我國電力市場化改革滯后，市場這只“看不見的手”難以發揮效力。在電力供應“發、輸、配、售”四個環節，除了輸配電具有一定的自然壟斷性外，其余發、售兩個環節都不具有自然壟斷性，雖然實現了廠網分離，但發電企業把主要精力都投入到找政府要電價政策上，而電價固化沒有反映市場供求關系、資源的稀缺以及對環境的影響，無法引導消費。因此，需要“放開兩頭，管住中間”，在“發、售”環節充分利用市場機制來進行調節。