电力短缺或长期持续 居民用电面临涨价压力

原标题：电力短缺或长期持续，居民用电面临涨价压力

文丨章言该（某金融机构宏观研究员）

今年不少省市工业企业限电，由于和普通老百姓的生活离得有点远，大家对它的关注度不高。最近的一则新闻，开始把焦点转移到居民用电上来：6月24日国家发改委在中国政府网答复网民关于“建议完善居民阶梯电价制度，鼓励城乡居民多用清洁的电力资源”的留言时，提到“按照进一步深化电价市场化改革要求，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。”

笔者认为，随着电价市场化改革的推进，在电力供应缺口持续存在、新能源发电占比提升的双重压力下，需要减少甚至是取消工商业用电对居民用电的价格交叉补贴，这意味着居民用电价格面临着上涨压力。

国际对比看，中国居民用电价格较为便宜，这体现在两点：

一是绝对价格低。根据Global Petrol Prices网站的统计，2020年中国居民用电价格为0.084美元/千瓦时，在该网站公布居民用电价格数据的100余个国家中，处于后四分一的位置。2020年德国、日本、英国、法国和美国居民用电的价格分别为0.36、0.26、0.26、0.22和0.15美元/千瓦时，中国的和它们相比要低不少。

二是全球范围看，中国是唯一一个居民用电价格低于工商业用电价格的主要经济体。和居民用电相比，工商业企业的规模效应更高，简单来说就是单个企业的用电量是普通家庭的很多倍，因此向工商业企业供电的单位成本要比向居民供电的成本低。

但根据上述网站的统计，2020年中国工商业用电价格为0.10美元/千瓦时，高于居民用电价格。同年德国、日本、英国、法国和美国工商业企业用电价格分别为0.24、0.20、0.23、0.16和0.12美元/千瓦时，都要比各自国家的居民用电价格低。中国居民用电和工商业用电的价格倒挂，源于中国特有的价格交叉补贴机制，即通过对工商业用电收取较高价格，来弥补供电企业在居民用电上的亏损。

从电力供应总量上紧缺、结构上非化石能源发电占比提升来看，都需要加快居民用电价格的市场化改革，通过市场机制解决电力供应不足的问题，前期被政策压低的居民用电价格，面临着上涨压力。

2020年年底至今的电力供应不足，成为电价市场化改革加快的触发因素之一。由于中国经济快速恢复，对电力也有着旺盛需求。根据国家能源局发布的电力工业统计数据，今年5月全社会用电量同比增长12.5%，创近十年新高。考虑到2020年有疫情影响下的低基数，可以2019年数据为基础，计算出5月全社会用电量的两年复合增速为8.9%，处于历史极高水平。分部门看，5月一、二、三产和居民用电的两年复合增速分别为15.0%、7.6%、13.4%和10.6%，城乡居民用电高增，而且快于工业用电增速。

但电力供应紧张，部分省市对工商业企业限电。受严格落实能源消费总量和强度双控制度、极寒天气影响，2020年底湖南、内蒙古和浙江等省份出现电力短缺。今年二季度又因云南和四川等地水电站来水偏少、广东用电需求持续攀升等影响，电力短缺程度比2020年年底还要严峻。部分省市开始对企业限电，比如云南5月10日发布通知，对各地市、州的用电企业应急错峰限电，错峰限电量为10%到30%。广东也在5月要求陶瓷等高能耗企业错峰用电，部分产业每周甚至需要“开四停三”。

一些观点认为，随着汛期临近，水电站来水偏少的问题将得到解决，因此电力供应短缺只是暂时的。笔者对此持谨慎观点，认为在能源供给端结构调整、消费端电气化比例提高的大趋势下，中国电力供应不足的问题有可能长期持续。

先来分析能源供给端。根据国际能源信息署的统计，2018年中国碳排放来源于电力和热力的比例为51%，远高于全球平均水平42%。因此，发展清洁能源，是中国实现碳达峰碳中和“30.60”目标的重中之重。也正是在这一目标的约束下，多个省份尤其是沿海地区的，在“十四五”规划中都明确提出要严格限制煤电的新增装机。

能源清洁转型，需要大力发展非水可再生能源。根据落基山研究所和能源转型委员会今年1月发布的报告《电力增长零碳化（2020-2030）：中国实现碳中和的必经之路》，碳达峰碳中和“30.60”目标约束下，中国电力部门2050年要脱碳，而2020年到2030年碳排放就要零增长。这需将煤电装机控制在2019年1041GW的水平上，而非水可再生能源发电装机从2019年的408GW提高到2030年的1650GW。根据这份报告的测算，2021年到2030年，每年新增的142GW装机中，有59GW来自光伏、55GW来自风电，两者合计占比80.3%。

但成本激增和低回报率，严重削弱了电力企业投资光伏和风电的积极性。从成本端来看，受制于大宗商品涨价和产能不足，今年多晶硅价格暴涨，投资光伏发电项目的成本激增。从收入端看，今年是风电光伏平价的首年，也就是取消了对风电、光伏发电的补贴。对发电企业来说，利润被收入和成本两端挤压，一些拟建项目回报率甚至低于发电企业的最低要求。

这意味着能源低碳转型的进程，可能会比之前市场预期的慢，无法补上传统的煤电增速掉档所产生的缺口。

而能源需求端，对电力有着旺盛的需求。国家电网能源研究院2019年12月发布的《国家电网2050：“两个50%”的深度解析》报告显示，中国终端能源消耗整体电气化率将从2019年的26%，提高至2025年的34%，2050年有望进一步提高到52%。也就是说，即使中国每年的能源消费总量不变，未来30年中国的电力需求就能翻倍。而包括国家电网、清华大学等在内的机构预测，考虑到中国用电量的增长，2040年用电量就能达到2020年的2倍，即未来20年就能翻番。

供给增长慢而需求旺盛，中国电力的供需格局有可能进一步紧张，而不像一些人认为的是短期现象。对一些高能耗行业来说，未来限电停产的频率有可能提高。与此同时，也需要加快电力价格市场化，引导发电企业增加供应和调节需求，尤其是享受交叉补贴的居民用电。

非水可再生能源发电量占比提升，也倒逼现行的用电定价机制改革。风电、光伏和煤电相比，有两个明显的不同。一是风电和光伏，它们项目前期所需的固定资产投入规模高，但一旦投产后，运营成本比较低，因为不需要持续地投入原材料。煤电的成本结构刚好相反，煤炭采购是其最重要的运营支出。二是煤电这些传统电力的供给平稳，而光伏和风电这些新能源的供应不稳定，受天气等因素的影响较大。

目前中国的电力定价中，基准电价是煤电，它实行的是“基准+浮动”机制。这种定价机制主要取决于电力需求的变动，因为供应端可以很快调整，根据需求情况灵活调节发电规模。这也导致“十三五”时期电力供需整体过剩的背景下，煤电价格调整缓慢，最后一次调整是在2017年。而非水可再生能源发电量占比提高，电力供应端的调节能力减弱了，比如假定某天晚上全国范围内因天热，居民用电需求飙升，但供应可能跟不上，因为晚上不具备光伏发电的基础。

也就是说，主导电力价格的因素，将从此前的需求转向供给。未来电力消费需要围绕供给来波动，而在电力供应短缺的情况下，管控需求的最主要方式是要通过制度让电价能够浮动起来。一是让电价能够更接近成本，长期被政策压制的居民用电面临涨价压力。二是完善居民阶梯电价制度，包括不同时段收取不同费用（高峰时收得多）、不同用电量收取不同费用（用电量越多边际费用越高）等。

总结一下，在能源供给端绿色转型和消费端电气化比例提升的共同作用下，中国电力供应不足的问题可能长期持续，并不是短期现象。这需要加快电力市场化改革，通过价格机制引导供需更好匹配。长期被政策压低、受工商业用电价格交叉补贴的居民用电价，面临上涨压力。

责任编辑：邓健