地方項目扎堆開工是電荒加劇重要原因

2011年05月18日 08:23
來源：21世紀經濟報道 作者：王秀強

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王秀強

核心提示：有電力專家指出，2010年在節能減排的約束下，一些地方暫停高耗能、高污染項目審批。大批項目轉移至今年上半年開工，帶來電力消費的大幅攀升。這是導致電力供應緊張的一個原因。

局部性“電荒”正在加劇，“煤電頂牛”不再是唯一緣由。

電力是工業經濟的血脈，一度電可以創造10元GDP。在經濟發展的沖動下，地方高耗能項目反彈，短期內激增的電力需求打破電力供需的緊平衡。如此大規模的市場動蕩，是引發“電荒”直接原因。

破解“電荒”，從長遠看為理順資源產品價格形成機制；短期內，可以從電力系統利益再分配入手。諸如，由電網承擔較高上網電價，降低輸配電成本。

1度電10元GDP

本次“電荒”以華東、華中等地區為最，浙江、江蘇電力缺口日漸擴大。

華東電網公司預測，今夏華東全網電力缺口預計將達1900萬千瓦左右；浙江今夏最高負荷將超過5000萬千瓦，電力缺口將超過350萬千瓦；江蘇最大電力統調缺口可能超過1100萬千瓦。

在激增的用電增量背后，是高耗能重工業反彈。

電力專家吳鐘瑚說：“2010年在節能減排的約束下，一些地方暫停高耗能、高污染項目審批。大批項目轉移至今年上半年開工，帶來電力消費的大幅攀升。這是導致電力供應緊張的一個原因。

公開數據顯示，一季度，浙江規模以上企業工業增加值同比增長12.9%，重工業增加值增長13.7%，化工、有色金屬制造等高耗能產業的用電增幅高達20%。

同處“電荒”渦旋之中的江蘇省，一季度規模工業增加值同比增長14.3%，工業增加值占全國比重提高到12.1%，居全國第一。其中，3月份規模以上工業企業增加值首次突破2000億，同比增長14.3%，

2011年是“十二五”開局之年，大批新項目集中上馬，電力需求隨之井噴。

5月14日，國家能源局公布1~4月全社會用電量。1-4月，全社會用電量累計14675億千瓦時，同比增長12.4%。其中，第二產業10895億千瓦時，增長12.1%。

電力需求與工業經濟發展正相關。在電力行業有一公認的發展模型，一般而言，一個地區用電10億千瓦時，工業產值可達100億元，創造財政收入10億元；東部經濟發達地區則可創造120~150億元工業產值。

電網讓利？

“煤電頂牛”被解釋成歷次“電荒”的根本原因，理順煤電價格機制是化解“電荒”的關鍵途徑。

“但是，通脹預期的背景之下，終端銷售電價上漲必將加劇通脹，國家很難下定決心理順資源產品價格。” 國家發改委能源研究所高級顧問、中國低碳經濟發展促進會常務副理事長周鳳起說。

有專家提出，在煤電價格機制尚未理順的前提下，國家可以平衡電廠、電網之間的利益分配，采取權宜之計，緩解電廠經營壓力。

與電廠全線虧損相比，電網利潤則頗為豐厚。本報記者掌握的資料顯示，2010年國家電網利潤為450.90億元，同比增加348.30%；南方電網利潤100.84億元，同比增加145.53%。

2010年，華能、國電等五大發電集團上網電量為19831.12億千瓦時，平均上網電價為374.10元/千千瓦時，比上年提高1.77%。

2010年，全國主要電網企業總售電量為3.4萬億千瓦時，平均購電價383.89元/千千瓦時，同比增長0.05%；平均銷售電價(不含政府性基金和附加)為571.44元/千千瓦時，同比增長6.95%。

對比上述三組數據，不難發現電廠平均上網電價增幅低于平均銷售電價，平均銷售電價高于平均購電價。在電力體系中，電網經營形勢優于電廠。

4月上旬，國家發改委上調16省市上網電價，由電網承擔電價上漲，未向銷售端轉移。但是，此舉難以為電廠帶來持續性利好。

山西省電力行業人士說：“小幅提高上網電價之后，煤炭價格將隨之攀升，電廠又重返虧損狀態。建議國家理順煤電價格，規范和加強電煤合同管理，加強電煤質量及電煤合同兌現率監控，定期或不定期開展檢查。

有國家電力監管部門、電網人士稱，電廠希望借電力緊張時機，向國家要政策，有炒作之嫌疑。“由于電量、電價和電力項目均由政府確定，部分電力企業對政府依賴性強，始終認為虧損是政策性虧損，必須通過電價調整加以解決。

此外，電力工業被指重投入、重規模、重速度，輕規劃、輕統籌、輕效益，無序發展問題十分突出，當需求出現波動時，電力不可避免出現震蕩，形成“短缺-過剩-短缺”的惡性循環。

輸配電成本是否可控？

在現行電力體制下，輸配尚未分離，電價構成成本難以厘清。公眾對輸配電成本合理性的質疑始終存在。如果輸配電成本能夠大幅削減，終端電價所承受的壓力將減少，理順煤電價格便擁有一定空間。

本報記者掌握的資料顯示，2010年，國內主要電網企業輸配電成本合計4222.41億元，較上年同期增長20.92%。其中，國家電網公司3294.47億元，增長22.84%；南方電網公司927.92億元，增長14.58%。

在電網企業輸配電成本構成中，折舊、職工薪酬以及其他費用所占比例最大，分別占41.64%、19.32%和27.15%。

2010年，國內電網企業平均輸配電價(不含線損)為160.91元/千千瓦時，占銷售電價的28.15%。其中，國家電網輸配電價164元/千千瓦時，南方電網輸配電價160.51/千千瓦時，東北電網輸配電價最高，為169.46元/千千瓦時。

比較歷史數據，“十一五”期間，電網輸配電成本逐年增加。2006年，國家電網單位輸配電成本為106.68元/千千瓦時，南方電網單位輸電成本為109.83元/千千瓦時。

輸配電成本是否可控？這是另一個疑問。

在電力市場改革過程中，大用戶與發電企業直接交易范圍正在擴大。截至2010年底，已有安徽、福建、甘肅、浙江、重慶等六省大用戶與電廠直接交易，執行輸配電價。

其中，甘肅省220千伏輸配電價為66元/千千瓦時，福建220千伏輸配電價為68元/千千瓦時，大幅低于電網企業輸配電平均價格近100元/千千瓦時。

國家能否出臺獨立的輸配電價，公平開放輸配電網，積極推進大用戶與發電企業直接交易？如果此舉成行，電價上漲壓力有所緩解，“電荒”或許能夠得到解決。

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