“电荒”病久治难愈 价格体系、资源配置、能源安全矛盾凸显(3)

三、解盘2011上半年“电荒”新局，需要正确看待3个观念性的问题：

1、单产电耗正常提高。本次“电荒”的主要矛盾在供给侧，而非需求侧。将“单位产值能耗”列入国民经济与社会发展的约束性指标，是节能减排调整结构转变发展方式的重要举措，但“单位产值电耗”不能混为一谈。随着中国工业化、城镇化发展，煤炭等一次能源将从低效率高污染的分散直燃，转变为发电厂集约化生产;而为了实现清洁低碳发展，风能、太阳能、核能等绝大多数非化石能源也都需要转化为电力来供人使用。因此中国单产电耗的走势必高于能耗，这本身也是一种能源使用方式的结构调整与优化，对此指标贸然设限是有百害而无一利的。至于直接将“用电量”作为行政指标，则更加是荒谬无稽贻害子孙的。

2、高耗能行业正常波动。将本次“电荒”的主要原因，归结为所谓高耗能行业用电“报复性反弹”是不成立的。如表所示，中国4大高耗能行业用电占比长期在30%—34.5%之间波动，进而通过库存影响宏观经济的短周期变动。这种波动，更多是受价格、需求预期等市场因素影响，地方产业政策的影响是有限的——去年5、6月份相关产品价格的下降才是7、8月份用电下滑的真正原因，一些地方出台的压制政策也未能阻止其后用电占比的回升(效果仅仅体现在12 月份这一个月)。更进一步说，高耗能产品库存波动作为一种正常的经济现象，如果良加利用，还可成为一种缓和“电荒”的储能方式。

3、需求走势日趋正常。虽然1—5月全社会用电同比增速总体下降，但如图所示，同期月度用电定基曲线与历史标准曲线高度吻合，已经彻底摆脱08 年国际经济危机的影响(同比增速的下降，仅仅是10年基数较高的反映)。虽然受到本次“电荒”的一定影响，但从用电需求看宏观经济走势，总体上依然处于正常区间。从周期性因素说，目前可能处于一个积累库存的阶段，但尚未有所谓“去库存”的显著特征。如果没有产成品库存、市场价格等其他信息配合，单从用电需求走势是无法推导出宏观经济的下行趋势的。

四、展望全年电力供需形势，值得关注的3个侧面：

1、电力增加，电量平稳，需求不会大起大落。随着抑制通胀各项政策的进一步落实，中国经济总体上热度下降，用电需求的增长也受到大势所限;随着节能减排政策的延续特别是高耗能产品自身的库存积累，带动用电增长的主动力不足，综合各调度机构的预测，预计全年用电增速与上年基本持平(11%左右)且总体走势平稳，出现大起大落的可能性很低。另外随着生活水平提高(空调负荷大幅增长)，今年夏季电力尖峰负荷将进一步增长，目前预计全国日最高负荷同比增长14%，而最终实际增幅则决定于当日的气温与湿度。

2、来水补充，来煤存疑，供给仍有不确定性。随着机组检修季节结束，以及部分省市调整上网电价，可望释放一部分火电机组能力，但也存在煤价追涨侵夺利润的现实威胁。今年底中国发电装机将突破10亿千瓦，但预计发电小时数仅比上年微增，只要价格问题不解决，火电机组发电能力就不可能充分发挥。随着一些省区旱情的缓解，水电的发电能力将显著恢复，但今年来水情况依然总体偏枯，特别是南方区域贵州等省。另外江苏、浙江、广东、重庆等省本地装机不足，电网输送通道有限，市场交易机制不健全，省外区外来电存在较大的不确定性。

2011年迎峰度夏期间全国电力供需形势预计   (单位：万千瓦，万千瓦时)

3、短期应付，长期无解，警惕电荒成中国癌。下半年中国“电荒”发展的趋势，如上表所示，一是从华东、华中、南方3个区域扩展到华北地区;二是电力尖峰负荷缺口从2000万左右扩大到3000—4000万千瓦。预计显著缺电省份依然不超过一半，负荷缺口不超过装机总量的5%，通过有序用电措施累计调整电量占全社会用电的1%以内，虽比上半年有所加剧，依然仅仅属于“局部性、时段性”的温和缺电。但如果换一个角度，对于那些身处“局部”或适逢“时段”的企业或居民而言，“供应能力总体充裕”“供需总体平衡”又有什么实质意义?自上一轮装机短缺型“电荒”结束，仅仅三年之后的2008奥运之年，这种机组小时数低迷而局部性时段性温和缺电的新型“电荒”就已经开始了。如果满足于短期应付，而不下定决心努力解决资源价格的深层次问题，这种新型“电荒”可能成为长期困扰中国经济社会发展的问题，一种反复重复发作的社会癌症——是选择适应“昂贵而充裕”，还是继续忍受“廉价而短缺”，中国的能源安全机制需要做出抉择。