□ 本報記者 李忠峰

　　●國家發改委曾發布通知預警，今年大部分地區電力供需形勢偏緊，預計夏季高峰期華東、華北、南方供需缺口較大。

　　●專家指出，電煤供需之間的矛盾，才是造成“電荒”的真正原因。

　　●告別“電荒”，從外部提速突破“市場煤”與“計劃電”瓶頸，在內部讓贏利不菲的電網承擔更多的發電成本，這不失為一個有效路徑。

　　“電荒”提前到來

　　和“慣例”不同，今年的“電荒”提前到來。

　　4月15日，國家發改委曾發布通知預警，今年大部分地區電力供需形勢偏緊，預計夏季高峰期華東、華北、南方供需缺口較大。時隔10天之后，據市場監測，截至4月25日，國內華中電網月限電量已經達到2000萬千瓦時以上。

　　更多的中部和東部等省市也都開始限電。浙江省部分地區由于缺電已經實行“開三停一”、“開五停二”的限電措施，廣東省安排八大類高耗能產業錯峰生產。此外，河北、山東、貴州等地的缺電問題也比較嚴重，目前已有20多個省(區市)實施了“有序用電”。

　　國家能源局通報顯示，一季度我國全口徑全社會用電量累計10911億千瓦時，同比增長12.7%。其中，3月份與1月份的全社會用電量基本相當，接近去年7、8月份迎峰度夏高峰時段的用電量。進入4月份以后，許多地區用電負荷大增，有的甚至開始限電。

　　值得關注的是，按權威部門預測，今年上半年全社會用電量將達2.2萬億千瓦時，同比增長11％左右。而在今年迎峰度夏期間，用電負荷將會較快增長，華北、華東、華中和南方電網電力供需仍存在偏緊可能。

　　面對這一嚴峻態勢，國家發改委在4月中旬緊急發出通知，要求各地于5月底前必須將“有序用電方案”上報該委經濟運行調節局備案。4月28日，國家發改委發布《有序用電管理辦法》通知，各地電力運行主管部門應組織指導電網企業，根據調控指標編制本地區年度有序用電方案，及時向社會發布經營信息。

　　中電聯發布報告警示，今年全國電力供需總體偏緊，在迎峰度夏期間，電力供應缺口會進一步擴大，預計今年國內用電量將達4.7萬億度，缺口在3000萬千瓦左右，考慮到氣候、電煤供應不確定性因素的擠壓作用，缺口還會進一步擴大。

　　“計劃電”遇上了“市場煤”

　　今年我國多個省份出現了“淡季”缺電的現象，為何“電荒”提前？

　　根據中電聯的分析，部分原因在于重點地區行業的用電量回升明顯，尤其是鋼鐵、水泥等高耗能產業用電量創歷史新高。國家統計局提供的數據顯示，一季度主要耗煤行業已表現出旺盛需求。粗鋼和水泥產量同比分別增長8.7%和18.1%，火電量增長10.6%，全國重點發電企業累計消耗電煤32247萬噸，同比增長9.9%，但庫存較年初略有減少。不難看出，高耗能產業產量增速大多超過電力增速。

　　除了需求增加和干旱導致水電出力受阻等一般原因外，國家電監會有關負責人５日說，電力供需緊張最主要的原因仍是電價形成機制長期得不到理順，火電虧損面持續擴大，影響了火電這一發電主力的生產供應。“對外稱之為檢修，實際是無煤可用。之所以缺電不是電力裝機不足，而是電價形成機制長期得不到理順。”國家電監會辦公廳副主任俞燕山表示。

　　他表示，受市場電煤價格持續高位的影響，火電企業大面積虧損，影響發電積極性，部分企業甚至因缺煤而停機。當日發布的《2010年度電力監管報告》顯示，從2008年開始，五大發電集團火電三年累計虧損600多億元。

　　有鑒于此，五大發電集團過去五年的發電平均小時數其實呈現逐年降低的趨勢。中電聯的報告發現，發電集團的發電裝機雖充足，但發電的裝機小時數仍然處于歷史低位：2010年，電力裝機容量從2006年的6億千瓦，增加到2010年底9.6億千瓦，但設備平均發電小時數卻逐年降低。2010年全國6000千瓦以上電廠累計平均設備利用小時數也僅為4660小時，比2006年的5198小時來得少。

　　從官方目前監測情況看，大多數中西部企業生產能力由于電煤、價格和資金的問題沒有得到發揮，處于停機的狀態。“計劃電”遇上“市場煤”，各大火電廠陷入發電越多、虧損越大的尷尬境地。五大發電集團燃料部的一名工作人員告訴記者，“現在我們發得越多，虧得就越多。”

　　據了解，近兩年來，能反映中國發電廠燃煤走勢的秦皇島動力煤價格一直在高位運行，2009年9月下旬，每噸煤的價格為600元，如今已上漲至800多元，加上運輸費，每噸價格則超過1000元。

　　發電集團表面稱這是因為檢修設備，電裝機容量不足所造成。不過，專家指出，社會用電需求量逐年增加，但市場化推高煤炭價格后，終端銷售電價卻沒能相應調高，以致發電集團不積極發電，加劇供需之間的矛盾，才是造成“電荒”的真正原因。

　　中國能源網首席信息官韓曉平則認為，導致“電荒”的主要原因是國際油價不斷上升。他認為，國際油價的不斷上升帶來運輸成本的增加，使電煤的價格直線上升，另一方面，電煤價格不斷的上升使一些發電企業少發電或者不發電，加劇電力供應的緊張。

　　廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強(專欄)告訴記者，此次缺電并不是像2004年和2005年那樣因為投資不足、缺少裝機導致的“硬缺電”。從利用小時數上看，火電機組每年利用小時數達6000小時以上才算合理，但我國火電業目前的現狀是發滿3000到4000小時就算不錯了。機組不能滿發，原因是電煤價格一路上漲讓發電企業每發一度電就要虧損，發電量不足便順理成章。

　　“上述是導致此次‘電荒’的短期和表層問題。”觀察人士強調，“而煤電之爭導致電力供應緊張才是長期和深層問題。”

　　告別“電荒”理順電價機制

　　從6月份開始，我國電力行業就將進入到“迎峰度夏”的階段，提前了近兩個月到來的缺電，讓多方開始提前布局。

　　4月下旬，發改委約談神華、中煤等4家大型煤炭企業，意在從煤炭領域施壓。

　　發改委發布的《辦法》顯示，編制年度有序用電方案原則上應按照先錯峰、后避峰、再限電、最后拉閘的順序安排。中國電力企業聯合會日前發布報告稱，受電煤供需矛盾等結構性影響，全年全國電力供需形勢將“總體偏緊”，局部地區“持續偏緊”，而“十二五”中期將更可能出現大范圍缺電難題。

　　似乎這一切都預示著夏季“電荒”很可能會更加兇猛。

　　據了解，今年推進淘汰落后產能的工作已經在3月底前布置了下去，涉及到18個行業，淘汰的目標任務已經下達到各省市，而攻堅階段則與今年的用電高峰期相重合，會在第二、三季度。

　　俞燕山認為，當前“電荒”是體制性和結構性因素造成，不是因為缺裝機容量。當前我國發電裝機充足，發電設備利用小時數處于低位，2010年為4660小時，是自2004年持續下降后的首次回升。從歷史經驗來看，這一數值在5300小時以下意味著電力供需平衡，超過5700小時才是嚴重缺電局面。

　　國家電網公司副總經理舒印彪說，我國目前的電力結構中，77%左右來源于用煤發電。在煤價不斷上升的情況下，有的小電力企業不得不停產，加劇了電荒。“一度煤電中含基建成本0.1元左右，發電用煤的成本是0.33元左右，現在每發一度電都會虧損。”

　　國家電監會新聞發言人譚榮堯表示，近幾年煤炭價格攀升，財務成本增多，直接影響到下游發電企業的生存與發展。他透露，短期內可能采取上調上網電價來調動火電企業生產積極性，但要實現火電行業可持續發展以緩解電力供應短缺，最終途徑還是要推進電價改革，形成合理的電價機制。

　　“一個事實不容忽視。”觀察人士指出，“截至去年，國內發電裝機容量高達9.62億千瓦，已連續14年位居世界第二位。無論電力規模如何擴大，增長速度如何趕超，為何國家能源局總遭遇‘電荒’層出不窮的尷尬局面？”

　　告別“電荒”，從外部提速突破“市場煤”與“計劃電”瓶頸，在內部讓贏利不菲的電網承擔更多的發電成本，這不失為一個有效路徑。