火电尴尬或将预示电荒加剧

国家能源局14日公布的8月社会用电量数据进一步印证火电的尴尬，由于8月份全国水电偏枯，1-8月份，水电设备平均利用下降178小时，而火电设备平均利用却增长138小时。事实上，提高利用小数并非火电企业所愿。由于煤价过高，火电企业每发一度电就亏损几分钱，发得多就亏得多。迎峰度夏高峰过后，火电企业保民生压力减轻，亏损压力或促使火电企业转入消极，进而使得四季度乃至明年一季度的电荒加剧。

今年的电荒比往年来的早、走得迟。4月，还未到用电高峰时，电荒便已在全国蔓延;9月，用电需求下降，但用电紧张局面仍未缓解。有消息称，浙江等多个省份的电力缺口已达2000万千瓦，其中广东、广西、贵州、云南和海南5省区电力短缺最为严重，预计三季度全网将面临电力电量双缺，最大缺口1200万千瓦。

季节、天气等因素诚然不可忽视，南方水电密集区适逢用电高峰大旱，确实加剧了电荒。但我国火电占比超过70%，且火电装机逾7亿多千瓦，如果满负荷发电，电荒局面将不会出现。但火电企业普遍存在消极情绪，尤其是地方小火电厂，由于煤炭价格较高，火电企业欠账太多买不起煤，企业只能通过延长停机检修时间、减少发电小时数来应对处理缺电局面。

事实表明，今年上半年，电力行业的利息支出达到766亿元，超过同期电力行业实现的利润总额。据中电联统计，1-7月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元。

缓解电荒最直接办法便是拉闸限电。但这势必会伤害实体经济，8月工业用电的增速为9.3%，而7月工业用电的增速为11.82%，工业用电增速下降除了经济增速放缓的因素外，拉闸限电或许也是重要原因之一。目前陆续有媒体报道，山西、江浙、广州等地部分地区拉闸限电，对当地工业生产造成负面影响。

为解决人为的电荒，提高电价便成为调动火电企业积极性的重要砝码。今年6月发改委上调部分省份上网电价及工业用电终端价后，电力供应紧张的局面稍微缓解，但仍未填补火电企业的亏损面。如今，南方因“水煤双缺”导致电力缺口继续扩大，这无疑将进一步助长下半年上调电价的预期。

然而，上网电价的上调将继续推高CPI，同时也可能进一步拉高煤价。在经过夏季耗煤高峰后，电厂库存快速下降，电厂和贸易商购煤力度开始加大，这给煤价上涨找到了理由。加之煤炭海运费上扬，秦皇岛煤炭库存大幅下降，煤价走高预期强烈。“煤电顶牛”概率加大。

多年来，煤电顶牛的局面长期困扰煤电产业，可这一局面短期内却难以改观。有专家介绍，以目前电厂煤炭库存下降的速度看，如果电厂迎峰度冬的储煤量在10月底前没有得到有效补充，今年12月至明年3月，电厂的日子会很难熬。由此看来，理顺煤电产业的各个环节，实行电力体制改革已是迫在眉睫。