求解“電荒”困局

“整個7月份，白天經常停電，鄉里的企業都得趁晚上來電時，干上幾個小時。以往村里12點以前，很多窗戶的燈都是亮的，現在，村民天一黑都睡覺了。”山東農村今年普遍出現用電緊張，農民們擔心過了奧運是不是還會經常停電。

山東作為電力大省，前幾年，在南方各省電力頻頻告急的情勢下，山東可謂是“風景這邊獨好”。從5月12日開始，這已經是第二次大范圍的拉閘限電，給居民生活帶來了極大不便，一些地方企業生產也受到嚴重影響。

山東遭遇了十年不遇的“電荒”。據新華社報道，7月29日，山東電力最大缺口達到1022萬千瓦，接近全省電力需求的三分之一。 隨后，缺電警報開始在全國蔓延，至今已有包括山西、安徽在內的至少14個省因“電荒”而實行錯峰、避峰用電。

這次“電荒”與2003年、2004年的缺電原因是不同的。當時主要因為發電機組供應不足，而今年則是電煤短缺。于是，作為經濟運行中兩大重要能源，電價、煤價這些敏感話題，伴隨“電荒”又成了輿論關注的焦點。

“電荒”背后是“煤荒”

這里所說的“煤荒”主要是指電煤的緊缺。據山東當地媒體報道，進入夏季以來，山東省用電激增，電煤庫存連續多日下降到15天以下，7月24日當天的數據顯示，全省電煤綜合庫存僅有10.6天，而膠濟線附近的德州、黃臺、章丘、淄博、濰坊、黃島和青島七大電廠的情況更加緊急，電煤庫存通常只有3-5天的用量，而黃島電廠的電煤存量僅夠維持一天半。

據介紹，這七家電廠每天按照890萬千瓦的開機狀態，每天電煤需求大約是7萬噸，而在全負荷開機狀態下每天電煤需求是10萬噸，每月電煤最低需求量是210萬噸，而電煤的主產區山西、陜西、河南和河北的自身需求量增加，省外煤調運困難加大，直接造成了七家電廠庫存銳減，很難達到最低保障需求。

電煤短缺并非只有山東省。在全國范圍內，除華東的電煤儲存相對寬裕外，華北、華中地區的電煤存量最低，尤其是京津唐、川渝、武漢地區。包括河北、安徽等產煤省，都面臨電煤緊缺的局面。眾所周知的煤炭大省山西省同樣也在鬧電荒。據山西省電力公司稍早前呈遞省政府的報告顯示，由于電煤嚴重短缺，山西省電力缺口已經突破460萬千瓦。

“每次公司買煤都像打仗。我得親自‘押車’到煤礦排隊，盯緊新采出的煤，以防被同行搶了先。”華電國際電力股份有限公司的一位負責人老劉告訴記者，除了忙本職工作，他還要負責幫公司排隊“搶煤”。在每個煤礦排隊買煤的幾乎都是各個電企的頭頭們。

“7月上旬公司每天能發3億度電，如今降到了2.2億度，買不到煤是主要原因。”老劉說，以前公司所需的電煤30％以上從山西省購買，誰知今年一入夏，產煤大省山西也喊“缺煤”，這樣一來，山西電煤外運更難。固定的購煤地無法保證，公司只能廣撒網，到處找地方小煤礦買高價煤。

電煤緊缺的最直接影響就是電廠停機。7月28日，青島、濰坊等電廠因缺煤報停5臺機組，共176萬千瓦。開機率不足，電力緊缺自是無法避免。

如果說電煤緊張是“電荒”之源，那么究竟是什么原因導致電煤如此緊缺呢？這恐怕還得歸因于自今年年初以來的電煤價格上漲。

“說實話，‘買不到煤’其實是買不到便宜點的煤。如今，電煤都高價賣到省外了。”老劉說，華電一般有70％的電煤在省內購買，但如今山東省的電煤平均廠價已高達每噸800元左右，比去年漲了35％到40％，而公司能夠承受的煤價最高只有每噸600元。

另外，國際能源價格上漲，使得一些煤礦紛紛擴大煤炭出口，使國內本來緊張的煤炭供應形勢雪上加霜。

限價并非長久之策

針對嚴峻的用電形勢，繼6月19日對全國發電用煤實施臨時價格干預措施后，國家發改委7月24日再發“限價令”。通知要求各級價格主管部門加強和完善電煤價格臨時干預措施，發改委要求對動力煤實行最高限價，規定秦皇島港等港口動力煤平倉價格，不得超過6月19日價格水平。發改委此番對電煤限價的措施比之前更詳細具體，表明了政府的立場和決心。然而，面對巨大的市場壓力，這只“行政之手”能發揮多大的功效，尚待觀察。

一位不愿透露姓名的電力行業人士表示，自6月19日限價令出臺以來，表面上電煤價格沒有漲，但實際上，電煤價格一直在漲。“價格不變的是重點合同煤，但實際上重點合同煤根本得不到兌現，要買只能買高價的市場煤。”

而且，還出現了有價無市的情況。某電廠采購人員告訴記者，由于限價令，一些國有煤炭企業不便公然漲價，又不愿低價賣煤，寧可將人力物力投放到其他品種的煤炭生產上，也不愿生產電煤。“電煤在我國煤炭總產量超過50%，剩下30%是冶金煤，20%是焦煤。限價反而起到了限產的作用，煤企轉而生產利潤率更高的焦煤。”上述人士表示。

發改委限價政策發布后第一周，全國煤炭市場“晴雨表”——秦皇島煤價終于止漲回調。但廈門大學中國能源經濟研究中心的林伯強教授認為，此次限價只是短期內讓發電企業喘口氣。國泰君安分析師姚偉也認為，此次限價肯定會發揮作用，至少短期內可讓飽受煤價之苦的電企松一口氣。

林伯強認為，6月19日施行政策中限制的煤炭出廠價，此舉實際上意義不大，因為如果只控制煤炭出廠價，不管中間環節，電企照樣要承擔終端價的飆升。因為煤炭在出廠后的運輸環節面臨著運費上漲、中間商炒作、變相漲價、煤質下降等多方面的問題。而第二次限價相比上次，雖然對相關問題的提出和解決考慮更加周全，政府對煤炭行業存在的問題也更清楚，但姚偉認為，放到市場上看，肯定還會出現各種規避政策的手段。盡管限價政策能夠給電企帶來一線希望，但電煤限價必然會打壓供給，在目前電煤供不應求的形勢下，沒法不擔憂未來電煤供給更加不足、煤質進一步下降。如果煤質再度下降，對電企來說必是重擊。一般來說，電企的鍋爐設備是與一定質量的煤炭相匹配的，大量的劣質煤無疑將對設備造成很大程度的損傷，間接增加電企的成本。

分析人士認為，在煤炭行業已經市場化的情況下，電煤限價政策力量是很弱的。所以，電煤限價政策實質是治標不治本，因為政策對中小煤炭企業的約束力要遠遠低于對大型國企的約束力，而此次限價的對象是中間環節，政策的約束力更難以保證。從根本上限制煤價虛高、解決電企困境還要靠理順煤電價格機制，即實現真正的煤電聯動。

“計劃電”博弈“市場煤”

電力緊缺，使得政府再度重申電價問題。8月2日國務院辦公廳正式發布《國務院關于進一步加強節油節電工作的通知》，指出取消地方自行出臺的高耗能企業電價優惠政策，對電解鋁、鐵合金、鋼鐵、電石、燒堿、水泥、黃磷、鋅冶煉等高耗能行業嚴格執行差別電價政策。同時還表示，地方政府可在國家規定的基礎上，按照規定程序擴大差別電價實施范圍，提高實施標準。

而自8月20日起，國家發展改革委發出通知，決定將全國火力發電企業上網電價平均每千瓦時提高2分錢，預計此次調整的幅度在5%左右。與7月調價不同，此次電網經營企業對電力用戶的銷售電價不做調整。這是7月1日平均上調上網電價1.7分后的又一次上調，如以平均每千瓦時上調2分錢計算，此次上調上網電價平均可以覆蓋49.4元/噸的煤價上漲，加上7月份的電價上調，共計約可覆蓋91.4元/噸的煤價上漲，部分可以彌補火電的虧損。像山東這樣的火電大省自然受益明顯。

但值得注意的是，此次是“依據煤價上漲情況，確定各地區具體火力發電上網電價調整幅度”，顯示煤價壓力上升是推動調價加快的主要原因。平均上網電價上調0.02元/KWh，或5%，可覆蓋標煤價格增幅約60元/噸。一個季度的電價提升，則覆蓋全年燃料成本上升15元/噸。考慮7月份電價提升，兩次電價上調，累計覆蓋全年燃料成本上升約45元/噸；顯著低于實際煤價漲幅。火電生產商盈利下滑趨勢沒有發生根本變化。

下半年，盡管政府對于煤價限制，但火電生產商的燃料成本仍有上升風險。在煤炭供應緊張情形下，仍存在煤質下降、合同兌現率降低的風險。不調整銷售電價，無法抑制電煤需求、改善電煤供需；單方面提升上網電價，則又增加了煤價上漲的動力。

可見，單純的提高電價或者抑制煤價都無法從根本上解決“電荒”問題。分析人士認為最好的方法還是需要采取市場化手段。世界能源金融大會主席何世紅稱：“由政府控制電價漲幅和漲價節奏的做法，無法及時反應實際的市場供需變化，只有逐步實現電力定價市場化，電荒之患才能真正根除。”這又不得不提到煤電聯動，而煤電聯動機制也不是真正的市場化，只是政府控制下向市場過渡的機制，真正市場化的價格機制是煤價與電價實現自動調節，不存在政府干預導致的滯后空間。

新能源“呼之欲出”

煤電困境嚴峻考驗下的山東，不得不再一次面臨“電力結構單一”這個老話題。其實，這并不僅僅是山東一省的問題。我國本身就是一個以火力發電為主的國家，全國大部分地區的電力供應還是靠火力發電。眾所周知，煤炭是不可再生資源。隨著經濟的快速發展，與能源之間的矛盾必然會越來越突出。能源問題已經成為社會發展的一大瓶頸。

在此情勢下，新能源的開發不得不提上議事日程。況且，在節能減排的大背景下，調整能源結構也是一個必然。我們應大力發展天然氣、可再生能源等替代石油產業，大力發展水電、核電等節約煤炭消耗的能源。

以山東為例，目前已經在新能源領域進行開發，比如風能，目前，山東已在威海、煙臺、濱州、東營、濰坊、青島等沿海地區建設大型風電場，建立“綠色能源”基地，風電裝機已超過9萬千瓦。根據山東省能源發展規劃，再過10年風電裝機能達到300萬千瓦。而根據國家發改委提出的目標，到2020年全國將建設2000萬千瓦風電裝機容量，屆時山東省風力發電將占全國的15％。再比如核能，山東在膠東沿海地區將建設海陽、乳山和榮成三個核電站。另外，山東還在探索垃圾焚燒和垃圾填埋發電、秸稈發電等項目。

至于新能源如何在電荒中突圍時，山東省率先探索了可再生能源發電的價格政策和稅收機制，比如對光伏發電、風力發電、秸稈發電等項目是否可給予優惠的補貼政策，給投資者一定的效益保障。在稅收上，是否可制定對這類企業所得稅的減免政策，或者可考慮開征非清潔燃料使用稅，用以補貼不使用常規燃料的企業；也可考慮給予新能源企業進口關稅的減免政策，以吸引投資者共同參與新能源的開發建設。

在能源問題日益嚴峻的形式下，特別是“電荒”所帶來的發展警示，山東的做法值得思考與研究。因為這不光是新能源的一個發展契機，更重要的是經濟可持續發展的一條必然出路。

“整個7月份，白天經常停電，鄉里的企業都得趁晚上來電時，干上幾個小時。以往村里12點以前，很多窗戶的燈都是亮的，現在，村民天一黑都睡覺了。”山東農村今年普遍出現用電緊張，農民們擔心過了奧運是不是還會經常停電。

山東作為電力大省，前幾年，在南方各省電力頻頻告急的情勢下，山東可謂是“風景這邊獨好”。從5月12日開始，這已經是第二次大范圍的拉閘限電，給居民生活帶來了極大不便，一些地方企業生產也受到嚴重影響。

山東遭遇了十年不遇的“電荒”。據新華社報道，7月29日，山東電力最大缺口達到1022萬千瓦，接近全省電力需求的三分之一。 隨后，缺電警報開始在全國蔓延，至今已有包括山西、安徽在內的至少14個省因“電荒”而實行錯峰、避峰用電。

這次“電荒”與2003年、2004年的缺電原因是不同的。當時主要因為發電機組供應不足，而今年則是電煤短缺。于是，作為經濟運行中兩大重要能源，電價、煤價這些敏感話題，伴隨“電荒”又成了輿論關注的焦點。

“電荒”背后是“煤荒”

這里所說的“煤荒”主要是指電煤的緊缺。據山東當地媒體報道，進入夏季以來，山東省用電激增，電煤庫存連續多日下降到15天以下，7月24日當天的數據顯示，全省電煤綜合庫存僅有10.6天，而膠濟線附近的德州、黃臺、章丘、淄博、濰坊、黃島和青島七大電廠的情況更加緊急，電煤庫存通常只有3-5天的用量，而黃島電廠的電煤存量僅夠維持一天半。

據介紹，這七家電廠每天按照890萬千瓦的開機狀態，每天電煤需求大約是7萬噸，而在全負荷開機狀態下每天電煤需求是10萬噸，每月電煤最低需求量是210萬噸，而電煤的主產區山西、陜西、河南和河北的自身需求量增加，省外煤調運困難加大，直接造成了七家電廠庫存銳減，很難達到最低保障需求。

電煤短缺并非只有山東省。在全國范圍內，除華東的電煤儲存相對寬裕外，華北、華中地區的電煤存量最低，尤其是京津唐、川渝、武漢地區。包括河北、安徽等產煤省，都面臨電煤緊缺的局面。眾所周知的煤炭大省山西省同樣也在鬧電荒。據山西省電力公司稍早前呈遞省政府的報告顯示，由于電煤嚴重短缺，山西省電力缺口已經突破460萬千瓦。

“每次公司買煤都像打仗。我得親自‘押車’到煤礦排隊，盯緊新采出的煤，以防被同行搶了先。”華電國際電力股份有限公司的一位負責人老劉告訴記者，除了忙本職工作，他還要負責幫公司排隊“搶煤”。在每個煤礦排隊買煤的幾乎都是各個電企的頭頭們。

“7月上旬公司每天能發3億度電，如今降到了2.2億度，買不到煤是主要原因。”老劉說，以前公司所需的電煤30％以上從山西省購買，誰知今年一入夏，產煤大省山西也喊“缺煤”，這樣一來，山西電煤外運更難。固定的購煤地無法保證，公司只能廣撒網，到處找地方小煤礦買高價煤。

電煤緊缺的最直接影響就是電廠停機。7月28日，青島、濰坊等電廠因缺煤報停5臺機組，共176萬千瓦。開機率不足，電力緊缺自是無法避免。

如果說電煤緊張是“電荒”之源，那么究竟是什么原因導致電煤如此緊缺呢？這恐怕還得歸因于自今年年初以來的電煤價格上漲。

“說實話，‘買不到煤’其實是買不到便宜點的煤。如今，電煤都高價賣到省外了。”老劉說，華電一般有70％的電煤在省內購買，但如今山東省的電煤平均廠價已高達每噸800元左右，比去年漲了35％到40％，而公司能夠承受的煤價最高只有每噸600元。

另外，國際能源價格上漲，使得一些煤礦紛紛擴大煤炭出口，使國內本來緊張的煤炭供應形勢雪上加霜。

限價并非長久之策

針對嚴峻的用電形勢，繼6月19日對全國發電用煤實施臨時價格干預措施后，國家發改委7月24日再發“限價令”。通知要求各級價格主管部門加強和完善電煤價格臨時干預措施，發改委要求對動力煤實行最高限價，規定秦皇島港等港口動力煤平倉價格，不得超過6月19日價格水平。發改委此番對電煤限價的措施比之前更詳細具體，表明了政府的立場和決心。然而，面對巨大的市場壓力，這只“行政之手”能發揮多大的功效，尚待觀察。

一位不愿透露姓名的電力行業人士表示，自6月19日限價令出臺以來，表面上電煤價格沒有漲，但實際上，電煤價格一直在漲。“價格不變的是重點合同煤，但實際上重點合同煤根本得不到兌現，要買只能買高價的市場煤。”

而且，還出現了有價無市的情況。某電廠采購人員告訴記者，由于限價令，一些國有煤炭企業不便公然漲價，又不愿低價賣煤，寧可將人力物力投放到其他品種的煤炭生產上，也不愿生產電煤。“電煤在我國煤炭總產量超過50%，剩下30%是冶金煤，20%是焦煤。限價反而起到了限產的作用，煤企轉而生產利潤率更高的焦煤。”上述人士表示。

發改委限價政策發布后第一周，全國煤炭市場“晴雨表”——秦皇島煤價終于止漲回調。但廈門大學中國能源經濟研究中心的林伯強教授認為，此次限價只是短期內讓發電企業喘口氣。國泰君安分析師姚偉也認為，此次限價肯定會發揮作用，至少短期內可讓飽受煤價之苦的電企松一口氣。

林伯強認為，6月19日施行政策中限制的煤炭出廠價，此舉實際上意義不大，因為如果只控制煤炭出廠價，不管中間環節，電企照樣要承擔終端價的飆升。因為煤炭在出廠后的運輸環節面臨著運費上漲、中間商炒作、變相漲價、煤質下降等多方面的問題。而第二次限價相比上次，雖然對相關問題的提出和解決考慮更加周全，政府對煤炭行業存在的問題也更清楚，但姚偉認為，放到市場上看，肯定還會出現各種規避政策的手段。盡管限價政策能夠給電企帶來一線希望，但電煤限價必然會打壓供給，在目前電煤供不應求的形勢下，沒法不擔憂未來電煤供給更加不足、煤質進一步下降。如果煤質再度下降，對電企來說必是重擊。一般來說，電企的鍋爐設備是與一定質量的煤炭相匹配的，大量的劣質煤無疑將對設備造成很大程度的損傷，間接增加電企的成本。

分析人士認為，在煤炭行業已經市場化的情況下，電煤限價政策力量是很弱的。所以，電煤限價政策實質是治標不治本，因為政策對中小煤炭企業的約束力要遠遠低于對大型國企的約束力，而此次限價的對象是中間環節，政策的約束力更難以保證。從根本上限制煤價虛高、解決電企困境還要靠理順煤電價格機制，即實現真正的煤電聯動。

“計劃電”博弈“市場煤”

電力緊缺，使得政府再度重申電價問題。8月2日國務院辦公廳正式發布《國務院關于進一步加強節油節電工作的通知》，指出取消地方自行出臺的高耗能企業電價優惠政策，對電解鋁、鐵合金、鋼鐵、電石、燒堿、水泥、黃磷、鋅冶煉等高耗能行業嚴格執行差別電價政策。同時還表示，地方政府可在國家規定的基礎上，按照規定程序擴大差別電價實施范圍，提高實施標準。

而自8月20日起，國家發展改革委發出通知，決定將全國火力發電企業上網電價平均每千瓦時提高2分錢，預計此次調整的幅度在5%左右。與7月調價不同，此次電網經營企業對電力用戶的銷售電價不做調整。這是7月1日平均上調上網電價1.7分后的又一次上調，如以平均每千瓦時上調2分錢計算，此次上調上網電價平均可以覆蓋49.4元/噸的煤價上漲，加上7月份的電價上調，共計約可覆蓋91.4元/噸的煤價上漲，部分可以彌補火電的虧損。像山東這樣的火電大省自然受益明顯。

但值得注意的是，此次是“依據煤價上漲情況，確定各地區具體火力發電上網電價調整幅度”，顯示煤價壓力上升是推動調價加快的主要原因。平均上網電價上調0.02元/KWh，或5%，可覆蓋標煤價格增幅約60元/噸。一個季度的電價提升，則覆蓋全年燃料成本上升15元/噸。考慮7月份電價提升，兩次電價上調，累計覆蓋全年燃料成本上升約45元/噸；顯著低于實際煤價漲幅。火電生產商盈利下滑趨勢沒有發生根本變化。

下半年，盡管政府對于煤價限制，但火電生產商的燃料成本仍有上升風險。在煤炭供應緊張情形下，仍存在煤質下降、合同兌現率降低的風險。不調整銷售電價，無法抑制電煤需求、改善電煤供需；單方面提升上網電價，則又增加了煤價上漲的動力。

可見，單純的提高電價或者抑制煤價都無法從根本上解決“電荒”問題。分析人士認為最好的方法還是需要采取市場化手段。世界能源金融大會主席何世紅稱：“由政府控制電價漲幅和漲價節奏的做法，無法及時反應實際的市場供需變化，只有逐步實現電力定價市場化，電荒之患才能真正根除。”這又不得不提到煤電聯動，而煤電聯動機制也不是真正的市場化，只是政府控制下向市場過渡的機制，真正市場化的價格機制是煤價與電價實現自動調節，不存在政府干預導致的滯后空間。

新能源“呼之欲出”

煤電困境嚴峻考驗下的山東，不得不再一次面臨“電力結構單一”這個老話題。其實，這并不僅僅是山東一省的問題。我國本身就是一個以火力發電為主的國家，全國大部分地區的電力供應還是靠火力發電。眾所周知，煤炭是不可再生資源。隨著經濟的快速發展，與能源之間的矛盾必然會越來越突出。能源問題已經成為社會發展的一大瓶頸。

在此情勢下，新能源的開發不得不提上議事日程。況且，在節能減排的大背景下，調整能源結構也是一個必然。我們應大力發展天然氣、可再生能源等替代石油產業，大力發展水電、核電等節約煤炭消耗的能源。

以山東為例，目前已經在新能源領域進行開發，比如風能，目前，山東已在威海、煙臺、濱州、東營、濰坊、青島等沿海地區建設大型風電場，建立“綠色能源”基地，風電裝機已超過9萬千瓦。根據山東省能源發展規劃，再過10年風電裝機能達到300萬千瓦。而根據國家發改委提出的目標，到2020年全國將建設2000萬千瓦風電裝機容量，屆時山東省風力發電將占全國的15％。再比如核能，山東在膠東沿海地區將建設海陽、乳山和榮成三個核電站。另外，山東還在探索垃圾焚燒和垃圾填埋發電、秸稈發電等項目。

至于新能源如何在電荒中突圍時，山東省率先探索了可再生能源發電的價格政策和稅收機制，比如對光伏發電、風力發電、秸稈發電等項目是否可給予優惠的補貼政策，給投資者一定的效益保障。在稅收上，是否可制定對這類企業所得稅的減免政策，或者可考慮開征非清潔燃料使用稅，用以補貼不使用常規燃料的企業；也可考慮給予新能源企業進口關稅的減免政策，以吸引投資者共同參與新能源的開發建設。

在能源問題日益嚴峻的形式下，特別是“電荒”所帶來的發展警示，山東的做法值得思考與研究。因為這不光是新能源的一個發展契機，更重要的是經濟可持續發展的一條必然出路。