“经济要发展,电力需先行”,一直以来电力行业发电量增幅的变化被认为是反映我国经济发展增速的晴雨表。相关专家估算,近年电力增长与经济增长的比例关系约为1.3:1,即GDP增长1个百分点,发电量也增长1.3百分点,但从日前陆续出台的中期宏观数据观察,这张晴雨表似乎有失灵的迹象。

　　7月17日,国家统计局公布2008年上半年宏观经济运行数据,经初步核算,上半年国内生产总值按可比价格同比增长10.4%,较上年同期回落1.8个百分点。

　　7月21日,国家统计局发布了6月全国工业主要产品产量及增长速度数据,我国6月发电量同比上涨8.3%,为2934.47万千瓦,火电发电量同比增长6.8%,为2306.44万千瓦,此前1个月,这两个数据还分别为11.8%和9.2%；从月度发电量看,这也是近两年来我国发电量的最低增幅,而对比此前数据亦可发现,发电量增幅自今年3月份以来,已经连续4个月呈现较为明显的回落趋势。

　　两大因素促使增幅回落

　　“出现回落比较容易理解,毕竟国家进行宏观经济调控,电力行业受到影响,值得我们关注的是出现回落的比例不均。”某券商宏观经济研究员向记者表示,“从中期数据来看,GDP回落了1.8个百分点,发电量也应该回落约2.3个百分点,但目前发电量增速下降接近3.5个百分点,这就说明其中另有其他因素影响”。

　　这一其他影响因素几乎已在电力业界达成共识,那就是日趋严峻的煤电价格矛盾使得电力企业发电积极性大大降低。来自煤炭市场网的数据显示,秦皇岛港的山西大同优混煤平仓价已经达到了1065元/吨,比年初555元/吨上涨了91%,其中仅7月份便上涨了100元/吨,“而同时在我国电源结构中火电占到总装机容量的78%,电价上调又低于之前预期,电力企业的成本压力可想而知。”东莞证券电力行业分析师俞春燕表示。

　　正是在这一成本压力下,发电企业普遍显得生产主动性不足。厦门大学中国能源研究中心主任林伯强教授表示,造成发电量增幅连续下滑的原因应该有两个:第一是“电荒”使发电量下降,“目前很多电厂装机容量是有,但缺少煤炭,现在煤炭价格太高,电厂每发一度电就要承担一定的亏损,因此只好拉闸限电,电厂发不出电来,形成局部性缺电,发电总量也随之下滑”。

　　林伯强表示,这从火电发电设备利用小时数也可以看出来,“现在大致是5000小时,而以往几年,机组利用小时数在5500小时以上,低利用小时和‘电荒’并存”。

　　第二个方面则是宏观经济回落,用电需求也跟随回落。7月18日,我国电力行业的代表组织中电联发布了今年1—6月份全国电力工业生产情况简报,全社会用电量16908.63亿千瓦时,同比增长11.67%,其中,第一产业用电量413.02亿千瓦时,同比增长4.95%；第二产业用电量12930.01亿千瓦,同比增长11.13%；第三产业用电量1639.51亿千瓦时,同比增长12.28%；城乡居民生活用电量1926.09亿千瓦时,同比增长16.51%。

　　“从中可以观察到的是我国第二产业用电需求明显放缓。”林伯强在针对上述数据进行点评时表示。

　　电荒卷土重来?

　　不可避免的,发电量增幅回落和电力企业面临的严峻业绩压力使得时隔4年之后,是否又有大规模“电荒”袭来的谈论开始在行业间展开。

　　7月4日,国家电监会出台了《电力供需及电煤供应监测预警管理办法》,将全国电煤库存情况纳入监测之中。根据监测的数据,今年夏天全国电力供应缺口将达1600万千瓦。其中,国家电网公司经营范围内的缺口约为1000万千瓦；南方电网公司经营范围内的缺口约为600万千瓦,而其中,仅广东省的电力缺口便已约达500万千瓦。

　　这似乎很像2003—2004年那一波令人记忆犹新的“电荒”。彼时,全国22个省(市、自治区)拉闸限电,并在局部地区形成制约当地经济发展的“瓶颈”,而今夏,据记者不完全统计,亦有10多个省市出现拉闸限电的现象。

　　“这两次情况可比性不大。”中投证券电力行业分析师吴非认为,进入“迎峰度夏”时节,季节性缺电和局部性缺电近几年也一直存在,区别于“电荒”的根本在于其波及范围和影响程度。

　　他表示,2003—2004年的“电荒”是因为当时电力装机容量不足,所以导致缺电,“后面几年电力装机增长很快,现在总容量应该是没问题,关键是煤的问题,价格太高,发电设备机组开工率不足。”

　　但是,煤的问题颇为棘手。目前我国煤炭价格已基本实现市场化,但电价却仍受到政府管控,简单而言就是“市场煤”和“计划电”,两者的价格市场化改革一直未能同步,2004年年底,国家规定,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。

　　第一次煤电联动发生在2005年5月,当时电价上调了2.52分,然而此后的2005年11月虽然再次满足了联动条件,但有关方面并无动作,直到2006年5月,第二轮煤电联动再次实施,彼时,全国销售电价平均每度亦提高0.252分。

　　最近一次上调电价,是在今年6月19日,国家发改委“三箭齐发”,在宣布调整成品油价格的同时发布了上调电价和临时冻结电煤价格的消息。

　　“国家担心电力涨价推动CPI系数上升和造成国内已显苗头的通胀形势加剧,这是可以预想到的。因为,电力在CPI中占比很大,几乎所有行业都要用电,如果上调电价后向下游产业转移,通胀压力的确增加。”一位电力行业资深专家表示,因此,发改委选择了在5月CPI数据发布,通胀情况缓和后的“时间窗口”调整电价。

　　但困局只是得到缓解,“下半年全国平均上网电价上调1.7分/千瓦时,相当于缓解电煤成本50元/吨左右,但是限制煤炭价格的措施并没有取得理想的效果,市场煤价一路上涨。对于电力企业来说,如果下半年煤炭价格维持在目前的高位甚至更高的话,那么之前的电价上调就显得有点杯水车薪了。”俞春燕如是认为,“电力企业现在负债率已经较高了,加上这几年装机容量扩展很快,资金本来就比较紧张,很容易对煤炭企业供款出现困难,这或将导致电厂缺煤停机的现象”。

　　林伯强更是直接地表达了自己的担忧:“现在电力企业面临的情况已经比较严重,电煤库存大幅降低,企业负债率超过70%,银行由于担心风险扩大可能会停止或延缓办理发电企业的贷款,一些电企的资金链面临断裂的危险,如果不采取措施解决,可能出现‘缺电’现象,如果煤炭价格持续上涨,而电价不动,这一现象将不一定是季节性和局部性的问题,有可能出现继2003—2004年后大面积电力短缺。”

　　奥运后将调电价?

　　早在发改委6月“油气大调价”的同时,美国投资银行高盛中国经济学家梁红便在其随后发布的研究报告中表示,对成品油价和电价的调整,是改善资源配置的有利的第一步,而对电煤限价则是一步倒退,“油价和电价很可能需要在未来进一步上调”。

　　这一需要主要来自今年上半年集体预亏的电力企业。虽然电力企业的中报并没有披露完毕,但多家券商均预计今年上半年火电行业亏损几成定局。研报显示,从电力行业的收入来看,2008年以来,电力行业保持较为稳定的增速,大致在15%—20%之间,水电和火电营业收入均有稳定的增长。但是其利润增长水平却急速下滑。

　　今年前5个月,电力行业总利润为62.9亿元,同比减少82.56%；其中,火电行业前5月亏损22.93亿元,同比减少108.54%；水电行业前5月实现利润总额47.39亿元,同比减少22.86%。

　　可以看出,前5月火电行业已经全面亏损。

　　“我们寄望于奥运会之后,国家再次调整电价。”华能集团一位人士的想法或许也代表了大多数电力企业的想法。

　　一位资深行业分析师曾在其研报中撰文表示,解决电力企业营运困难的局面有几种选择:一是实施煤电联动(可以是部分联动,只动工业用电,不动居民用电；或者只调上网电价,不调销售电价)；二是限制煤炭价格；三是对电力企业进行财政补贴。她认为,从电力企业的角度来说,对政策的偏好顺序为:煤电联动、财政补贴、电煤价格干预。发电企业最希望实施煤电联动,从而获得长久的实际好处,“因为电价一旦调上去,将来调下来是不太容易的”；其次是推动国家进行财政补贴,缓解经营困境；而最下等的方法,是由国家出手干预煤价,因为这是口惠而实不至的政策,电力企业既得不到多少实际好处,又难以再向国家争取煤电联动或者财政补贴的政策。

　　“现在看来政府采取了限制煤价和上调电价的措施,但这个涨价幅度相对煤价的涨幅太小了,很有可能不是最终的调价,我们预计在奥运会后电价将再度上调”。

　　林伯强昨日也告诉记者:“我的基本判断是,今年我国经济发展速度维持在10%左右,因此发电增幅下半年应该维持在同一水平。上半年前4个月确实是电力企业最为困难的一段,经济回落、煤炭高价,发电量增幅减少可以理解,进入7月和8月,由于奥运会举行和‘迎峰度夏’的季节性用电高峰,同时考虑到通胀因素,国家不一定上调电价,此时发电企业仍会亏损作出‘牺牲’,但如果煤炭价格继续上涨或者仍然维持在这样的高位,那么不排除奥运会结束后国家再度出手上调电价的可能性也在增加。”(记者杨小亮 胡剑龙)