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我国多省市相继电力紧张 煤电领域深层矛盾加剧

放大字体  缩小字体 2011年10月19日 20:33:39  来源:瞭望新闻周刊  阅读:548

   解决供电区域不平衡,应实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变,以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变

  进入9月以来,我国多省市相继出现电力紧张。虽然全国电力装机总体充裕,但与去年相比,高耗能用电量仍持续在高位、跨省输煤不畅通、煤价高位上涨、煤电运输易受极端气候影响、局部地区“硬缺电”压力增加等,将构成今冬电力保障的不利因素。

  电力需求未减 “煤恐慌”预期加剧

  中电联预计,全年电力装机将达到10.5亿千瓦;近期有关部门和专家预计今冬电力缺口可能在3000万千瓦以上,占电力总体装机的比重约0.28%。而且从火电利用小时数看,前8月达到3557小时,高于2008年、2009年、2010年同期水平,但略低于2007年同期水平,更低于2005年全国发生硬缺电时期水平(3977小时)。

  总体来看,全国因发电装机不足而产生大规模“硬缺电”的可能性不大,但与去年相比,今冬面临的不利因素增多可能使得“恐慌”预期加剧。

  目前,全国用电需求持续高位运行,货币调控政策对重点用煤用电行业的抑制作用尚未显现。1至8月份累计用电量增速达11.9%,其中6~8月有13个省份用电量增速在13%以上,反映需求仍然偏热。有关专家认为,对应9%左右的GDP增速目标,10%左右的用电增速会比较理想。

  从月度看,7月份用电量首次超过4000亿千瓦时,8月份仍处于4343亿千瓦时的高位。其中用电行业需求依然旺盛。

  8月当月,化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼、制造业等用电量同比均呈现高位稳定增长的态势。虽然国家此前实施了包括加息在内的货币调控政策,但从前8个月用电数据看,政策效果尚未传导至煤电下游消费领域,工业需求对煤价的支撑因素没有明显弱化。去年下半年因节能减排调控力度加大,用电量较上半年减弱,考虑到基数相对较低,预计今年四季度工业用电量增幅会有所扩大。

  据煤炭运销协会快报统计,今年1~7月,全国煤炭产量21.2亿吨,同比增长13.5%;煤炭消费量21.6亿吨,同比增长10%。尽管发电装机总体充裕,但电煤保障不如去年宽松,加之煤价上涨和跨省输煤不畅等原因,冬季局部地区“电煤供应不足”性缺电风险加大。

  华中电网大部分省(市)为煤炭资源匮乏的地区,煤炭需求的对外依存度较大,“有火无煤”难题突出。在去冬今春迎峰度冬时期,华中电网从11月份开始拉闸限电,相比其他区域,出现电力紧张的时间要早。而且往年4、5月份华中区域从没缺电,今年却出现拉闸限电情况。意味着华中电网正由季节性、局部性电力短缺转变为全年、全区域性电力短缺。

    尤其是冬季枯水期水电发电量大幅下降,电煤供应难题将更为突出。华中电网统调水电装机容量超过4400万千瓦(不含三峡),占统调总装机容量的32%,网内径流式水电站多,水库库容大、调节性能好的水电站少,冬季枯水期水电受阻容量近1000万千瓦。因此,华中电网出现冬季电力供应短缺更为严重。在不考虑限电因素情况下,华中电网公司预计,全网在今冬明春(11月至次年2月)电煤供应缺口约为1700万吨。

  南方区域水电装机比重约30%,电力供应平衡受水电影响较大。今年传统意义上的“丰水期”变成“枯水期”,水电出力大幅下降。南方电网预计四季度南方五省区电力缺口1400万千瓦左右,明年上半年缺口在1000万~1500万千瓦。根据以往规律,冬季来水偏枯,电力供应将更多依赖火电。除今年2月份外,全国火电月度发电量自2010年12月份以来连续超过3000亿千瓦时,2月份以后各月增速均高于10%。8月份为3457亿千瓦时,是火电发电量最多的一个月,同比增长15.6%。火电发电量增加进一步加剧了对电煤资源的争夺。

  多地不同程度存在的“价格矛盾”仍然会影响发电企业积极性,尤其是因历史原因形成“低煤价、低电价”的煤炭主产区。山西部分电厂的煤炭成本已占总运营成本的八成以上,电厂陷入越发越亏的困境。今夏山西曾因火电机组“非计划停运”及出力受阻影响发电能力超过1400万千瓦,电力缺口超过200万千瓦。山西中南部13家发电企业装机容量1342万千瓦,占省调装机容量的41.93%。8月20日,这13家火电厂联名向山西省电力行业协会请求帮扶的紧急请示中提到“2011年4月10日省内上调上网电价3.09分钱后,但由于电煤市场价格同比仍大幅上涨,本次电价上调仅解决了中南部电厂1/4的电价欠账,6~7月份13家电厂仍亏损6.16亿元且亏损面还在扩大,现金流亏空进一步加剧,银行不予放贷,煤矿方面也缺乏供煤积极性,稍有到期还贷影响,就可能导致电厂资金链断裂。”13家电厂资金处境艰难,面临无钱买煤,无煤发电的困境。

  河南是华中区域内唯一的富煤省份,河南电网装机容量达到4881万千瓦,由于亏损严重、煤质差影响出力等,今年上半年第一轮“电荒”时期减发容量约1326万千瓦。江苏省上网标杆电价为0.509元/千瓦时(含脱硫价0.015元),5500大卡的煤炭每吨740元时,60万千瓦火电机组还能有盈利,但截至9月26日当周,秦皇岛港口平仓价已涨至835元/吨。

  由于“十一五”期间经济快速发展,积累起庞大的电力消费基数,部分地区电力供应增长持续跟不上需求增长的矛盾在今年集中显现,“硬缺电”隐患增加。

  据电监会2010年年度监管报告,2010年浙江、广西、江苏发电装机容量分别增长1.97%、-1.47%、14.27%,而用电量增速快于装机容量增长,分别达到14.31%、15.93%、16.36%。今年上半年全国基建新增发电装机容量中,西北区域新增装机容量占全国的21.5%,所占比重比上年同期提高15.0个百分点;华东区域新增发电装机容量占全国的比重比上年同期降低13.9个百分点。新增装机明显减少,加剧了该区域电力供需矛盾。

  此外,冬季煤炭、电力的生产和输送极易受枯水、异常天气等突发事件的影响。近期冬储开始,煤价上涨时间早于往年,在煤电价格机制不顺的情况下,对煤价上涨及煤电供应的“恐慌”预期或较往年加剧,同时也高于实际情况。

    煤电领域深层矛盾加剧

  与2004年电力装机不足导致的全国性的“硬缺电”和2008年电煤供应不足造成的“软缺电”不同,今年两轮缺电的原因更为错综复杂,暴露出煤电领域长期积累的深层矛盾,这些矛盾对近年来的“缺煤缺电”的不利影响在加大。

  首先是电力体制改革滞后,价格矛盾积弊深重。今年4月份、6月份国家上调部分地区上网电价,一定程度上缓解了煤价上涨带来的发电成本压力,夏季用电高峰平稳度过。但近几年来煤价上涨的幅度显然已远远高于电价的上调幅度,自2009年8月触及国际金融危机以来的低点之后,煤价再也没有出现过像样的回调。2003年至今,具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过200%,而销售电价涨幅还不到40%。而且往往电价调整后,煤价会以更快的速度将电价调整带来的利润吞噬。煤电双方因价格问题激化的时间间隔越来越短。华中电网内火电企业大面积亏损,发电无利可图,发电企业购煤、储煤积极性也不高,最大缺煤停机容量不断增加,且缺煤停机已常态化。

  有专家认为,我国电力市场化改革滞后,市场这只“看不见的手”难以发挥效力,是近年来煤电价格矛盾日益突出的深层根源。在电力供应“发、输、配、售”四个环节,除了输配电具有一定的自然垄断性外,其余发、售两个环节都不具有自然垄断性,虽然实现了厂网分离,但在发电环节,市场化程度明显不够,发电环节目前仅是施工、建设阶段引入了竞争,发电运营环节发电量计划、上网电价仍严格由政府制定,发电企业不是一个真正意义上的市场主体,自我加强管理、提高效率、降低成本的意愿不足;发电企业把主要精力都投入到找政府要电价政策上。在售电环节,用电价被固化,电价没有反映市场供求关系、资源的稀缺以及对环境的影响,无法引导消费。

  其次,资源配置效率不高。在装机总体充裕情况下,今年东部地区供电不足的“硬缺电”与部分地区装机闲置的“软缺电”并存。据中电联预计,迎峰度冬期间,东北、西北和蒙西电网有富余的同时,局部地区电力供需紧张将比上年涉及的范围更广、缺口有所扩大。

  业内人士指出,电力项目的计划审批机制导致电力投资难以准确及时反映市场需求,更无法跟上市场的变化。华中电网预计,“十二五”期间华中区域电力供需形势将一直处于紧张态势,电力缺口将进一步扩大。同时,近年来火电增速远快于煤炭增速,电煤保供压力加大。2005年至2010年我国原煤产量增长47.9%,而同期火电装机增长80.55%。煤炭大省山西在2008年煤炭资源整合之前,大批小煤窑的产量并未纳入正式统计,因此统计公布数据有可能低于当时实际市场供应数据,而在煤炭资源整合之后,统计数据基本接近真实产量。考虑到这一因素,2005年至2010年煤炭实际增长可能较火电更低。

  解决上述问题,除了就地增加电力供应能力方式外,还要加快将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到中部负荷中心,既解决了西部电力富余问题,也解决了中部地区电力紧张问题,实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变,以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。 

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