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2012年中国经济增速减缓,电力消费增幅也应声回落。用电量从2011年的年增11.7%,下降至2012年的5%至6%。按照官方计划,中国仍将继续新建发电设施,目标是到2015年,将目前1140吉瓦的发电装机总容量提升至1400吉瓦,2020年再次提升至1900吉瓦。计划中包括相当规模的核电、水电和风电项目,也包括热力发电(燃煤和天然气发电)。这是否意味中国正在步入发电能力过剩的时代?我们来分析一下。
2012年12月,中国第一座煤气化联合循环(IGCC)电厂投入使用。IGCC是当今世界已投入使用的最先进煤炭发电技术,具有最低的二氧化碳和二氧化硫排放量,以及最高的热效率。这是过去几年来,中国努力提升电力行业技术水准的标志性成果。电力行业对于煤炭的依赖程度,也从2006年的72%下降至2011年的67%。与此同时,以石油为燃料的发电设施几乎彻底消失;水电所占份额提升至18%至22%(因降水量情况而异);天然气和核能发电比例相对稳定,分别为3%和1%。其他可再生能源所占比例,从0.8%上升至4.3%。
2005至2011年间,煤炭发电行业经历一次小规模革命。共有39吉瓦高效能超超临界发电设备投入使用,占煤炭发电总装机容量的约5%。在此期间,超过100座规模小、效率低、高污染的小火电厂被关停。以上这些变化,加之管理水平的提高,促使单位发电量煤耗下降了15%,火力发电站平均发电时间也下降13%。
这些方面的改善,受益于较早时期电力行业的重组改制和商业化运营,以及政府的直接管理。尽管有一些偶尔做出的尝试,但中国电力行业的重组和商业化改革,并未真正引入竞争机制。发电企业的年度计划和发电厂的日常配电方向,仍然遵循中央政府的总体指导方针,由地方政府具体决定。有些省份曾经做过试验,按照排放量和热效率来给予配电指标,优先考虑可再生能源发电、核电和热电联产,后考虑热电,但此类做法并未推广至全国。
随着需求增长幅度的放缓,以及新发电厂的持续兴建,人们有理由认为,中国正在走向发电能力大幅过剩的时代。但这一论断远非无懈可击。首先,计划中的装机容量增幅,在每年6.5%左右,仅略高于2012年5%的电力消费量增幅,而当年用电量增速大大低于常年。此外,可再生能源发电能力总量依然有限,虽然所占比例在不断增加,但是此类发电设施的输出能力很不稳定。最后,中国各地的电网仍未充分贯通。结果是,很多地区仍然饱受电力匮乏之苦,或者是因为降水量不足导致水电站发电量下降,或者因为火电站电煤缺乏。
尽管存在上述不确定因素,但在特定时期、特定地区,还是很有可能会出现发电能力过剩的局面。这将迫使政府部门引入完善的工作程序,决定哪些电站的发电量可以上网配送。选择标准可以像上文提到过的那样,根据排放量和热效率标准制定管理规则。也可能,这种过剩会让地方政府有机会为发电行业引入真正的竞争机制。例如,建立电力联营实体。在上述两种方法缺位的情况下,发电企业的选择标准,更可能依赖于地方政府的诉求,比如会考虑能效和环境保护等因素。
中国上一次经历发电能力过剩,是在1999年亚洲金融危机期间。当时,政府把发电能力过剩看作一个问题,禁止新建发电厂项目,认为这是投资的浪费。尽管这一禁令已经在2002年被取消,但禁令带来的后果,却是在2002年中国经济回暖以后,导致了2003年和2004年的严重电荒。有了前车之鉴,政府这次不太可能再次做出同样的反应。但新领导层是否会推进电力行业改革,抛弃以行政指令为主的管理方式,采用市场机制进行调节,并面对由此产生的各种不确定性,目前仍然还是个未知数。
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