2011年“電荒”提早出現(xiàn)，外界大肆渲染其嚴重程度將超2004年。然而經(jīng)過對相關(guān)數(shù)據(jù)分析，筆者發(fā)現(xiàn)社會用電需求激增、供電用電地區(qū)錯配、煤電聯(lián)動機制欠缺等都非今年“電荒”的主要原因。電企希望電力價格提高或為真實原因。未來只有加大電力市場化機制改革力度才能根本降低“電荒”出現(xiàn)的可能。

　　今年“電荒”提早來到

　　2011年電荒提前到來。今年的電荒在2、3月已經(jīng)初顯苗頭，最早的廣東佛山已經(jīng)從2月15日開始實施限電措施，進入4月份后，預(yù)警更是持續(xù)不斷升溫。

　　不少媒體和專家預(yù)測，今年將是近幾年電力供需形勢最為緊張的一年，中國電力企業(yè)聯(lián)合會在2011年第一季度《全國電力供需與經(jīng)濟運行形勢分析預(yù)測報告》中指出，2011年全年，全國用電量預(yù)計在4.7萬億千瓦時左右，尚有3000萬千瓦的缺口，其中，京津唐、河北、上海、江蘇、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重慶等10個省級電網(wǎng)將出現(xiàn)電力供需緊張局面。

　　導(dǎo)致電荒的原因

　　用電需求增加不是導(dǎo)致電荒的主要原因。無論是從社會用電需求總量還是增長幅度來看，2011年1~4月的用電需求不應(yīng)導(dǎo)致全國范圍內(nèi)的電荒（詳見下圖）。根據(jù)國家能源局公布的數(shù)字，今年一季度全口徑全社會用電量累計14675億千瓦時，同比增長12.4%，基本屬于正常增長；且中國電力建設(shè)每年都在不斷增加，理論上新增裝機容量足以應(yīng)付目前的用電增長。

　　來自電監(jiān)會的報告顯示，中國電力裝機容量已從2006年的6億千瓦，增加到2010年底的9.6億千瓦，但火電機組平均發(fā)電小時數(shù)卻在逐年降低，從2006年的5600小時，跌到2009年的4800小時，去年雖小幅反彈至5031小時，但仍遠低于2004年同期的水平。

　　發(fā)電設(shè)備利用率并沒出現(xiàn)大幅度攀升也顯示目前的電荒并非整體供需的缺口。今年1~4月全國發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時為1530小時，比上年同期提高21小時，這一數(shù)據(jù)提高幅度不大；2004年的缺電原因主要是電源不足導(dǎo)致的電力緊張，全國裝機不足，火電發(fā)電機組利用小時達到5991小時；而預(yù)計2011年火電利用小時將在5400小時以下，也將明顯低于2004年水平。

　　諸多火電企業(yè)不出力。數(shù)據(jù)顯示，在大面積限電的湖南，全省1417萬千瓦統(tǒng)調(diào)火電機組中，目前可供出力的僅有700萬千瓦的機組，相當一部分火電機組處于檢修狀態(tài)，發(fā)電大省河南省火電裝機容量超過5000萬千瓦，但卻有1200多萬千瓦的裝機處于檢修狀態(tài)。一些發(fā)電企業(yè)因虧損不愿意發(fā)電，讓發(fā)電機組閑置，或采取停機“檢修”的做法，說明發(fā)電企業(yè)尤其是火電企業(yè)出力不足導(dǎo)致缺電。

　　發(fā)電資源與用電企業(yè)地區(qū)分布失衡也并非本次電荒的主要原因。發(fā)電資源如煤和水主要集中在西北、西南，主要用電地區(qū)則在東部沿海，大規(guī)模、長距離、跨區(qū)域送電的能力缺乏的問題長期存在而非今年所特有。且由于部分企業(yè)，尤其是電解鋁等高能耗企業(yè)向中西部轉(zhuǎn)移已經(jīng)在改變用電企業(yè)遠離發(fā)電企業(yè)的局面，應(yīng)該說起到了緩解局部地區(qū)電荒的作用。

　　在通脹大背景下，電企希望達到漲價目的或為真實原因。一方面，煤炭和電力市場化不同步產(chǎn)生的矛盾確實在逐步加劇，嚴重擠壓了火電企業(yè)的利潤空間。煤炭發(fā)電在中國電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中所占比重高達80%，作為原料煤炭的價格早已踏入市場經(jīng)濟時代，而上網(wǎng)電價仍實行嚴格的政府定價，這種脫節(jié)的市場化，正是造成近年來電荒頻發(fā)的根源之一。

　　近期煤炭價格大幅上漲，而電價基本保持平穩(wěn)，火電企業(yè)發(fā)電動力不足；以作為中國煤炭市場風(fēng)向標的秦皇島港煤價為例，2011年5月30日5800大卡山西優(yōu)混煤的價格為870~880元/噸，較2009年同期620~630元/噸價格上漲超過40%。

　　根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會歷年發(fā)布的電力監(jiān)管報告顯示，2010年和2009年的平均上網(wǎng)電價分別為0.374元和0.368元，而到目前為止2011年也僅有15個省上調(diào)了上網(wǎng)電價0.02元，顯然電價漲幅遠遠低于煤價。

　　因此很多火電廠處于虧損狀態(tài)，根據(jù)中電聯(lián)的行業(yè)統(tǒng)計調(diào)查，1~4月華能、大唐、華電、國電、中電投五大發(fā)電集團火電生產(chǎn)虧損105.7億元。

　　另一方面，2011年內(nèi)煤價上漲幅度不至于導(dǎo)致2010年尚盈利的發(fā)電企業(yè)普遍虧損。但是過去兩年中煤炭價格上漲主要是在2009~2010年間，而以秦皇島港5800大卡山西優(yōu)混煤最低平倉價為例，2009年1月價格為630元/噸，2010年1月8日的價格為810元/噸；而2011年5月30日為870元/噸，在2010年初至近期一年多的期間上漲幅度為7%左右。

　　2010年電力監(jiān)管報告顯示，2010年五大發(fā)電企業(yè)單純售電利潤率【售電利潤率=（售電收入-發(fā)電成本）/發(fā)電成本】都超過10%，這樣理論上在此期間煤炭不到7%左右的價格上漲不應(yīng)該導(dǎo)致原本盈利的發(fā)電企業(yè)大面積虧損。

　　或存在發(fā)電企業(yè)聯(lián)合通過強調(diào)火電虧損，甚至“人為”制造電荒來達到獲取更多合同價煤以及上網(wǎng)電價上調(diào)目的的可能。煤電聯(lián)動機制的欠缺并非今年才有的現(xiàn)象，去年12月10日發(fā)改委要求2011年度重點電煤合同價格維持上年水平不變，結(jié)果卻使煤炭和電力企業(yè)在電煤價格上談不攏，煤電合同反而更加難以落實。

　　由于政府采取壓制電煤價格的手段，雖然電煤市場價每噸已上漲200~300元，電煤合同價最高只能上漲50元，電煤合同價與市場價差距日益擴大，顯然發(fā)電企業(yè)希望得到更多合同價電煤來降低成本。

　　在通脹日益高漲的大背景下，發(fā)改委嚴格控制各類產(chǎn)品價格，而出現(xiàn)“電力供應(yīng)不足”的局面無疑將加大電企在價格博弈中的話語權(quán)；據(jù)稱發(fā)改委已經(jīng)定調(diào)，將煤電等資源型產(chǎn)品價格矛盾作為“當前經(jīng)濟運行中的突出問題”看待，并把“調(diào)電價、限煤價”作為眼下宏觀調(diào)控的著力點。

　　另外，在政策緊縮的情況下，“電荒”的出現(xiàn)也有利于發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)獲得一定的擴建資本。電企希望通過東部地區(qū)“用電緊張”的局面，政府能夠改變在中東部嚴控火電建設(shè)規(guī)模的思路。同時，電網(wǎng)企業(yè)又開始強調(diào)跨區(qū)域輸電能力不足，造成“東部缺電，西部窩電”，呼吁加快建設(shè)跨區(qū)域、遠距離的特高壓電網(wǎng)，擴大“西電東送”規(guī)模。

　　電荒的影響

　　電價上漲將間接推動CPI。對高能耗企業(yè)的限電將加重相關(guān)企業(yè)的成本負擔(dān)。一旦“電荒”延續(xù)，將嚴重制約工業(yè)生產(chǎn)，限電措施往往都是針對高耗能的鋼材、水泥、電解鋁等工業(yè)企業(yè)，限電自然導(dǎo)致這些企業(yè)產(chǎn)能下降；同時限電的高峰期，往往也是煤炭、焦炭等的需求高峰期，這些原料的市場價格也都會有一定的上漲，增加了企業(yè)的生產(chǎn)成本壓力。