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摘要：本世纪初，国内电力需求旺盛，用电高峰时经常出现大面积停电。许多人对当年夏天的停电记忆深刻。用电紧张是民众一贯的印象。但十多年后，中国已经成为世界上第一大电力生产国。然而，与此形成鲜明对比的是，中国全社会用电量增速却大幅回落。这意味着，中国电力供需结构失衡趋势越来越明显，全国性的电力过剩已经悄然而至。但是令人不解的是，国内电源建设的热情仍然高涨，核电建设更是迎来大跃进的时代。同时，产能的过剩也未能使民众受益，电价并未根据市场形势下降。

一、   中国电力进入过剩时代

1、  全年发电设备平均利用小时数降低，中国电力变过剩经济

随着中国经济放缓，全社会的用电量在大幅增长了几十年之后，终于迎来了发达国家在多年前就遇到的增速拐点：2013年，全社会用电量5.32万亿千瓦时，同比增长7.5%；2014年，全社会用电量5.52万亿千瓦时，同比增长3.8%；2015年1至9月份，全社会用电量4.13万亿千瓦时，同比增长仅为0.8%。

与此同时，中国已经出现了严重的电力装机容量过剩，典型的代表就是火电的设备利用小时数连续数年下降，已经达到了历史的最低点：2013年，火电设备平均利用小时为5020小时；2014年，火电设备平均利用小时为4706小时，同比减少314小时；2015年，火电设备平均利用小时数预计只有4300小时左右，同比减少400小时左右。

全年发电设备平均利用小时数的降低是中国电力过剩最重要的依据。根据中国电力企业联合会（下称中电联）发布的《2014年电力工业运行简况》，2014年全国电力消费增速放缓，全年发电设备平均利用小时数为4286小时，同比下降5.2%，创下近年来新低。

按照电力行业既成的规则：若某一地区，全年的设备利用小时数高于5500小时，说明该地区用电紧张，可继续增加电源投资，若低于4500小时，则说明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。

在2015年中国华电集团的工作会议上，董事长李庆奎表示，过去中国的电力是短缺经济，上项目、扩规模是关键，现在则是过剩经济。中国国电集团、中国电力投资集团、华能集团等四大电力企业也都表示，全国电力装机容量已经相对过剩，电力产能过剩问题突出。

2、  电力过剩了，但电力站还在扩建

截止2015年9月底，全国的火电装机容量为9.47亿千瓦。但在建的火电装机容量还有1亿千瓦左右。如果以2013年的火电设备平均利用小时数为基准，火电装机容量就有大约14.3%的过剩，换算成过剩的火电装机容量，即过剩大约1.35亿千瓦。火电的过剩发电容量与在建容量加起来超过了2亿千瓦。水电在建装机容量还有约4000万千瓦左右。

2015年，新增的风电装机容量预计为3000万千瓦左右，新增的太阳能发电装机容量预计为1800万千瓦左右。中国的可再生能源电力还处于发展的增长期，今后每年的新增装机容量预计还会稳步增加。中国的核电建设则正在开始大跃进，截止到2015年9月底，中国核电站的运行装机容量达到2414万千瓦，在建规模2769万千瓦。而规划和拟议中的核电站，至少是5000万千瓦左右，大约相当于运行和在建的核电站规模的总和。

3、  发电装机的持续跟进导致弃风、弃光、弃水的现象十分严重

根据近日召开的国家电网第四季度工作会议部署，中国现有电网格局将实现重大变化，华北、华中、华东、东北、西北等交流同步电网，到2020年将互联整合为东部、西部两大电网，到2025年，东、西部电网则通过同步互联工程，形成一个同步电网。

作为世界上第一大电力生产国，由于经济增速趋稳，中国正面临着电力过剩的难题，部分地区甚至出现了弃风弃光的情况，国家拟通过构筑一个更大范围的电网，来解决电力消纳的问题。中国的弃风限电首现于2010年，此后弃风从零星现象快速扩散，成为行业顽疾。

二、   电力都过剩了，为什么还不停上马新项目？

尽管全社会用电量增速与发电设备平均利用小时数明显下滑，仍然无法抑制新增发电设备装机量。2008年以来，中国每年新增发电机组1亿千瓦左右。到2013年底，发电装机总量首次超越美国位居世界第一位。为何在电力相对饱和状态下，电源建设的投资冲动依然难以抑制？

1、  煤炭价格下跌拉低成本，火电仍有利可图

自2012年下半年以来，中国煤炭价格大幅下跌拉低了火电的成本，为火电企业带来良好的盈利机遇。在煤炭价格低位运行的情况下，尽管电力需求降低，发电设备利用小时数下降，但上马火电依然有利可图，因此企业投资热情不减。

2、  国家下放审批权，地方政府投资发电热情高涨

在转变职能简政放权的过程中，国家下放了除核电和大型水电外的所有发电项目审批权，地方政府投资发电带动经济发展的热情也被调动起来。在火电方面，各省份核准火电的建设速度明显加快。据悉，已经获得核准的火电规模，超过1亿千瓦，等待审批的还有1亿千瓦。

2013年6月，能源局下发《关于同意委托山西省核准低热值煤发电项目的函》，算是正式给了山西“十二五”期间1920万千瓦低热值煤发电项目的建设指标，并可以自主审批。2015年1月到8月，山西自主核准低热值煤发电项目共计22个，总装机容量达1830万千瓦，占国家能源局下放指标的95%，总投资达825.03亿元。而山西本来就作为资源省市电力富裕，如今却又再密集上马低热值煤发电项目。

中国火电发电量已严重过剩，然而2015年中国煤电投资却在中央政府“简政放权”的背景下得以逆势投资大幅增长。

3、  新能源受政府补贴支持，企业抢装布局

以风电、光伏为主的新能源项目，因为受政策补贴支持，优质资源区域有限以及未来国家对补贴和上网电价下调的预期。部分地区即便是电力过剩，风电、光伏等新能源项目依然在抢装布局。例如，东北地区尽管窝电严重，但风电项目仍在不断上马，其原因在于，面对有限的优质风资源，没有企业愿意主动放弃，因为放弃布局就意味着未来不会再有参与的机会。水电、核电这些投资周期较长的项目也有利于带动疲软的地方经济。

尽管多方发电主体都表示，是电网建设滞后拉了后腿，导致产能过剩。的确，电路铺设耗时长是客观原因，但电路铺设的时间是可以提前预知的。不顾及目前需求大肆装机，恐怕还是都是受到不计经营效益而还有利益可赚的驱动。

三、   电力过剩增加宏观经济的不确定性

电力产能过剩现象无论在欧美还是当年的亚洲四小龙都曾经出现过，是经济规律导致的周期性现象，也是可以提前预知的。首先，电力产能过剩，将导致物价总水平明显下降，形成很强的通货紧缩压力，增加宏观经济的不确定性。其次，电力过剩的发展将会使企业的投资预期和居民的消费预期下降，由此使经济增长面临越来越明显的下调压力。再次，电力过剩的发展将会导致银行不良资产明显增加，金融风险增大。最后，鉴于能源作为资源型产品，产能过剩造成的过度开发，已经严重透支生态环境，基本是把后天的东西拿来在今天廉价消费。

四、   电力过剩了，电价却难以下降

目前，德国正面临2011年来最为严重的电力供应过剩，电价也已连续3年下跌。但是为什么中国电力供应过剩了，电价仍然没有下降？

1、  中国电价政府决定，市场竞争也没用

中国目前仍然对电力实行政府定价。电力首先由发电厂生产，然后通过电网输送给用户。这一过程涉及三个价格：电厂把电卖给电网的上网电价，电网输送电力收取的输配电价，用户买电要支付的销售电价。中国有很多电厂，央企中有五大发电集团，各地方也有多个大型发电企业，竞争还算激烈。但尽管如此，上网电价、销售电价都是由政府来定的，市场竞争也难以让用户买到更便宜的电。而输配电价，实际上包含在销售电价中，并没有单独定价，电网就是通过买电卖电的差价来获取利润的。

2、  中国电价调整没有制定方法，也没有审批程序

针对电价的调整，民间多有批评。国外政府实行管制定价，电价制定和调整有明确的方法和规则，比如实行燃料费率自动调整条款，发电企业在燃料费调整后可以先相应调整电价，再报政府和监管机构审批。电价什么时候调整，调多少等，按照规定的方法和程序可以完成。企业与政府和监管机构主要协调电价制定和调整的方法和规则。

3、  电价调整，很大幅度取决于电力企业与政府的博弈

电价调整多以缓解原料上涨导致企业亏损。如2008年7月和8月电价两次上调，上网电价平均涨4.14分，销售电价平均涨2.61分，以此缓解煤价大涨导致电企亏损。2011年4月，部分火电企业亏损严重，上网电价上调，调价幅度视亏损程度不等。国家电价的调整需要考虑到电力企业的盈利情况。某种程度上说，电价也要承担电力企业因大规模的电源和电网建设的投资成本。

五、   以往的电力体制改革基本不成功，新一轮改革开始启动

其实，电力过剩以及电价调整等问题均可以归于在中国电力体制改革过程中出现的问题。

1、  中国的电力体制改革滞后

1985年，中国电力行业的投资建设全部由拨款改为贷款，电力工业体制开始了摸索式的改革。在经历了集资办电、政企分开的改革后，终于在2002年明确了电力产业的改革方向——市场化改革，并明确提出中国电力体制改革的四大改革措施——厂网分开、主辅分离、输配分离、竞价上网。

2002年4月《电力体制改革方案》的颁布加快了电力产业市场化改革的进程，随后的一年里厂网分开改革基本实现，在中央层面初步实现了主辅分离。但电力体制改革方案确定的其它改革措施迟迟没有推进，2011年11月，拖了近十年的主辅分离改革才基本完成，而其他两项改革——输配分离和竞价上网至今没有实现。

2、  2013年后新一轮电力体制改革重启

与中国几乎同时启动电力改革的英美等西方国家，基本上已经形成了基于市场竞争又兼顾公平的电力体制。而中国，改革仍在继续。

2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，重点是有序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本开放配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，规范运行，就此已形成配套文件。整整13年后重启的新一轮电力体制改革正在向核心区推进。到目前为止，输配电价改革先后确定深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州等七个试点。

11月5日，国家发改委价格司司长许昆林提出，随着煤炭价格继续下降，将研究进一步完善煤电价格联动机制。新电改框架下，能否解决电力产能过剩问题，构建合理的电力结构？广大用户能否分享电力改革的红利？答案还需时间的等待。