电荒，何因？何解？

电力18讯：    用电高峰的夏季远未到来的3月本是用电淡季，“电荒”却似乎毫无征兆地突然来袭，并汹涌侵袭了我国多个省市。随着夏天的来临，迎峰度夏期间的用电问题更是成为了越系越紧的死结。

　　这场号称2004年之后最为严重的电荒与2004年相比最大的不同是什么？引发它的原因有哪些？难解的困局究竟该如何破解？

　　电荒是结构性缺电

　　据中国电力企业联合会预计，迎峰度夏（6-8月份）期间，全社会用电量将达到1.25万亿~1.3万亿千瓦时，同比增长约12%；最高用电负荷增长14%左右。华东电力将缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均将在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，高峰缺口还可能进一步扩大，就全国平均而言，届时最大电力缺口占最高用电负荷的比重在5%左右（2004年这一比重超过10%）。

　　局部地区时段性缺电在近几年是一直存在的。与近几年比较，当前的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点，但是与2004年以前的大面积缺电明显不同。当前的缺电主要表现仍然是结构性缺电，具有局部性、季节性、时段性特点。由于近几年电源新增的机组类型结构、地区结构不均衡，使火电比重快速下降、新能源发电比重提高、西部地区电源装机容量占全国总量的比重快速增加，而相应的电网建设没有跟上，导致全国性的资源优化配置能力严重受限，东部、中部地区的季节性电力缺口增加，反之西部、东北地区富余的电力无法输送到东中部，这是典型的结构性缺电格局。由于水电、核电、风电等清洁能源发电的优先调度，火电承担了电力生产调峰的作用，因此其对电力需求波动的反应最为敏感。

　　市场煤 计划电

　　长期以来，中国采取了向发电企业提供“合同煤价”的半管制体系。每年的年底，国家发改委都会组织一些发电企业和煤炭企业进行一年一度的电煤供需合同的谈判。那时电力企业可以与煤炭供应企业签署一定比例的电煤供应合同，合同煤价受到相关部门的指导，往往是大大低于市场价格的。而此类合同所采购的煤量却不能完全满足发电厂的需要，在保障合同之外，发电集团就需要通过市场价格购入煤炭。这类市场煤的价格较高，使得发电成本甚至高于销售电价。

　　近几年，由于“市场煤、计划电”之间的矛盾突出，煤价上涨不能顺畅传导出去，导致电力行业经营状况持续下滑，甚至陷入经营困难的局面。2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%，价格传导途径严重不畅，电力行业多年来承受了过度的成本上涨压力，其累计效应已经导致电力企业经营陷入困局、可持续发展能力严重不足。

    中国电力企业联合会相关数据显示，受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从去年一季度的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升。

　　突围电荒

　　中国电力企业联合会表示，2012-2013年，按照目前的需求增长和装机情况，预计电力供需形势将比今年更加紧张，电力缺口将进一步扩大。要解决这一问题，除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快跨区电网建设项目，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，既能解决西部电力富余问题，也能解决东中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。

　　为缓解电煤供应缺口，国家发改委3月底下发了《关于规范煤化工产业有序发展的通知》和《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》，叫停煤化工项目上马，保证煤炭供应，要求严格执行稳定电煤价格的各项规定，不得把合同煤兑现量与市场煤购买量挂钩，不得通过降低煤炭质量等方式变相涨价，不得擅自提价或价外加价，维护正常的煤炭生产经营秩序和价格秩序。

　　目前，国家发展改革委、国家能源局正在研究我国未来能源发展战略，即将向社会公布“十二五”能源规划，包括煤炭规划、电力规划、电网规划和煤炭、电力产业政策等，明确未来5年我国能源发展指导思想、目标和任务。在科学预测的基础上，合理把握建设节奏，稳步增加煤炭生产，优先发展水电、风电等清洁能源，适度布局大型煤电基地，同步发展电网设施和煤炭运输能力，提高能源供应保障能力。这将对加快推进煤炭、电力体制改革，促使“电荒”早日成为“昨日黄花”产生积极意义。