中国电荒意味着什么？

作为2004年以来中国将面临的最大一次“电荒”，范围和深度都是前所未有的，保守估计全国供电缺口在3000万千瓦左右，相当于两个安徽省或三个重庆市的发电总量。如果电煤供需矛盾进一步加剧，并且出现持续异常高温天气，电力缺口将扩大到4000万千瓦左右。在目前因核泄漏危机、核电供应缩减而导致“电荒”的日本，其可能预计的最大电力缺口也才1000万-1500万千瓦。由此可见中国此次“电荒”的严重程度。

此次电荒对经济增长的影响很大。从电力供应对整体经济的影响来看，如果全社会用电增速下降2个百分点，即所有机组每天停电一刻钟，则GDP增速将下降0.33个百分点。就1-5月数据对比来看，2011年增速11.8%，增速较2010年业已下降11个百分点，今年用电量数据也着实不容乐观。如果形势未来不见好转的情况下，年终GDP或将因此受损1.5个百分点。

不仅电供应对经济有影响，“电荒”的扩大化必将带来电价的再次调整，从而进一步影响国民经济成本。相对于燃气和水价的提升，电力提价对单位总产值的成本影响程度更大，影响系数为0.037，意味着电力如果上调1%，单位国民经济总产值的成本将上升0.037%。2011年调整两次之后，如果仅是考虑火电企业盈利的话，粗略估算上网电价依然需要再上调2.5分钱，上调空间大概在6%左右，意味着未来国民经济总产值的成本将上升0.2%以上。

考虑到2011年以来，山西、山东等16个省份4月份上调火电上网电价约1.2分/度；江西、湖南、贵州等地5月份上调火电上网电价2分/度；6月1日上调了15个省市的非居民终端电价平均1.67分/度。据申万研究的分析指出，电价上涨对于各个行业的影响程度也不尽相同。金属相关行业受到间接影响比较大。其中金属矿采选业、金属冶炼及压延加工业、金属制品业受到的完全影响分别达到0.35%、0.27%、0.25%。化学工业受到完全影响达0.24%；通用和专用设备制造业、电气机械及器材制造业受到的影响接近0.20%。

“电荒”带给我们的，不仅仅是对经济的拖累，更多的是由此次电荒所揭示的我国能源产业布局中的一些问题。我们深入分析发现此次“电荒”产生的根本原因并非人们所看到的电力需求上涨、煤电价值机制、电厂缺煤、旱灾等问题。而电源结构转型非理性，电输送发展滞后这些问题才是此次“电荒”产生的根本原因。

高能耗企业成为了此次“电荒”的替罪羊之一。但我们发现2011年1-5月全国用电量同比增长11.98%，仅高于2009年同期；但低于2006年（12.54%）、2007年（15.83%）、2008年（12.42%）和2010年（23.31%）的增长速度。从月度用电增速看，也并没有出现快速飙升的现象，5月份全国全社会用电量3864亿千瓦时，同比仅增长10.79%。由此可见，电力需求上升并不是导致电力紧张的主要因素。

现今不少人将“电荒”归咎于煤电价值机制上，认为煤和电之间的“价格剪刀差”是导致“电荒”的罪魁祸首。纷纷呼吁“调整价格是当务之急”，或许这正是电力企业最想看到的结局的原因吧。在“电荒”期间，许多地方的火电机组却是产能闲置、处于检修状态。数据显示，在大面积限电的湖南，全省1417万千瓦统调火电机组中，目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，相当一部分火电机组处于检修状态；在河南超过5000万千瓦的火电机组中，有1200多万千瓦的机组也在检修状态。正是由于等待电价上涨的心态，导致了它们对“电荒”期间生产不积极的态度。

煤电价值机制的问题，只是造成“电荒”的表面原因之一，更多的是微观经济层面的成本上升因素。对于电力这种战略性产品而言，一定程度的垄断性和政府管制性是必然要求。电价涉及所有的企业和个人，让电价完全市场化是不可能的。这并不能成为造成“电荒”的主要原因。

首先，中国煤电价值机制问题由来已久。中国的电价历来被称为“世界上最复杂的电价机制”，上网电价的一厂一价、一机一价现象非常普遍。煤炭和电力作为产业链的上下游也斗争不断。在2003年以前，电力行业非常强势，煤炭行业偏弱势，电力企业盈利非常好，而煤炭企业普遍亏损。这一方面与电力相对紧缺有关，也与电力企业集中度提高有关五大发电集团成立使电力行业的话语权大大增强。2005年以后，随着煤炭需求不断上升，尤其是随着行业的兼并重组，使煤炭行业集中度大幅提高，煤炭行业定价权显著上升，煤炭相对于电力行业的话语权大幅提高。加上“市场煤”和“计划电”的矛盾，使电力企业的盈利能力较低而煤炭行业的盈利能力上升。但之前煤电价值机制并没有直接导致“电荒”的出现。

其次，对比2008年两次上网电价调整归为“电荒”情况下的应急式调整的结果看出，依靠比较充分的上调电价来理顺价格机制并不现实。应急性调整的弊端在于：一方面，电价上调时间严重滞后于煤价上涨；另一方面，电价上调幅度可能无法完全覆盖煤价上涨幅度。

同时，面对现今通货膨胀压力下，一味的应急式调整电价将会使目前的通胀形势更加恶劣。据申万研究的成果显示，此次电价上涨，CPI将受直接影响0.02%，完全影响0.11%。故此，电价调整不是解决目前电荒的一剂“良药”。

对于缺煤停机的问题似乎更是缺乏证据。尽管由于煤价较高，导致电厂毛利率及盈利能力大幅下降甚至亏损是不争的事实，但实际上从整体看电厂缺煤并不严重。从银河证券跟踪的6大电厂煤炭库存数据来看，目前重点电厂的煤炭库存量约为历史最高水平。因此，缺煤停机并不是导致电力紧张的主要原因。或许只是电力企业借“电荒”之势，要求涨电价的另类呼声。

2011年4月份长江中下游地区开始的旱灾，确实对水电具有一定影响。据中国电力企业联合会数据显示，5月份水力发电量为511亿千瓦时，同比下降2.9%，虽然对部分地区的电力紧张有一定关系，但从全国和全局来讲，干旱对电力紧张的影响非常轻微。从发电结构来看，2010年水电发电量仅占全部发电量的16%，部分水电站发电减少不会对整个电力供应构成很大影响。从1-5月份来看，全国水电累计发电量增速达到16.8%，远高于全部发电量的增速12.6%、火电增速11.1%。即便是发电不足导致电力紧张，也不应该是干旱导致水电出力不够的影响。

电源结构非理性变化导致发电能力波动性大，是“电荒”的源头之一。“十一五”期间火电占全国总装机容量的比例逐渐减少，2007年占比为77.4%，2010年下降至73.6%。但是从电源工程建设投资结构来看，传统能源火电和非化石能源的投资比重发生了巨大的变化，火电的投资比重从2006年的69.8%急剧下滑到2010年的36.0%，而新能源的投资比重快速提高。其中，风电是过去5年中国新能源建设中最大的亮点，每年新增装机容量几乎翻倍增长，其投资比重从2006年的2.0%迅速上升到2010年的24.5%，核电的投资比重也从2006年的2.9%提高到了2010年的17.3%。但是与新能源对应的单位装机造价却均高于火电，从而导致全国基建新增装机容量出现了逐年下滑的趋势。

从新能源分项看，风电因电网消纳能力目前只有77%的并网率，2011年出现了3次因低电压穿越能力缺陷致风机脱网，行业已出现增速拐点，过去5年的爆发式增长必将不可延续。日本福岛核泄漏事故后，为中国核电站的快速扩张敲响了警钟。虽然不会改变中国核电发展的总体战略，但其发展速度将在“安全第一”的基础上有序推进，尤其是近几年的新项目审批和2020年的装机容量目标将相对谨慎，核电的投资机会还较大程度上取决于审批解冻的时间表。光伏设备因其相对最高昂的造价，国内经过两轮特许权招标后，上网电价迟迟未推出，目前国内装机占比仅0.2%。由此可以预见到未来10年之内，火电仍将是主力供应能源，可再生能源还难担当大任。因此，在火电依然支持国内能源供应的形势下，今后为了降低“电荒”类事故的出现，对应能源结构的转型今后将重归保守，这对于火电产业将是一大利好；而相应的新能源产业或将从耀眼的光芒中回归本性。

电输送、远距离输电、交流特高压建设本应当是解决目前局部电荒问题的最佳方式。然而，对于中国电力行业而言，电网投资滞后却一直是个重要问题。电网投资低于电源投资，特高压建设远落后于规划和市场预期。这使中国跨区域输电能力不足，造成“东部缺电，西部窝电”。中国电力企业联合会预计，2011年夏季期间东北电网富余电力1300万千瓦，西北电网富余1400万千瓦。但由于跨区电网建设滞后，输电通道不足，近几年中国跨区送电占总供电量的比例仅为3.5%-4.0%左右，根本无法将东西部富余的2700万千瓦电力送到缺电达3000万千瓦的华北、华东和华中地区。

中国电力建设历来存在“重发轻送”的现象，除2009年电网建设投资首次超过电源建设投资外，总体来看，发电和输配电的投资比例总体约6:4，而且趋势仍有扩大趋势。2011年1季度，中国电源投资增速为27.5%，而电网投资甚至下降了5.8%，而去年则同比下降了15%。“十二五”期间国家电网公司计划投资1.7万亿元，南方电网公司计划投资0.5万亿元，合计2.2万亿元。从年均增速上来看，预计“十二五”期间年均增速仅为10%左右，远低于“十一五”期间平均的20%。

由此可见，如果电网投资不迅速跟上，将会严重影响中国不同区域的电力调度，加剧中国区域电力供求不平衡的局面，加剧电力紧张局面。“电荒”的出现无疑将这一问题展现人前，预计未来能源调整过程中势必将扩大电网投资力度，或许电网建设行业“雄起”之时将不远矣。