“煤超疯”淡季发威 多地遭反季节电荒

往年到夏季才出现的电力紧缺，今年提前到来。来自国家电网公司系统的数据显示，进入4月份浙江、江西、湖南、重庆、陕西等多个省份电力供需存在缺口。5月以来，湖南电网最大电力缺口达456万千瓦，浙江电网最大电力缺口200万千瓦。

西部地区用电增速快

3月，全社会用电量3888亿千瓦时,尽管比4月高，但4月天数比3月少，若算日均用电量两个月基本相同。

分区域看，西部地区用电增速较快，以新疆为首的16个省份的同比增速高于全国水平，新疆用电量增速34.8%、内蒙古、甘肃、宁夏分别达到22.3%、17.5%和18.1%。

大批电解铝、钢铁等行业向西部地区转移，作为基础行业，这些高耗能行业的转移也导致了当地用电增加。

记者了解到，1-4月，全社会用电量累计14675亿千瓦时，同比增长12.4%。其中，第二产业是用电主体，用电增速2.1%；第三产业尽管用电量绝对值不是最大，但增长15%增速最快。

火电设备利用率低

国家电监会报告显示，在电源建设方面，基建新增装机连续5年超过9000万千瓦，全国电力装机累计增长48610万千瓦。在电网建设方面，“十一五”期间，全国累计新增220千伏及以上输电线路、变电设备容量分别为20.23万千米和11.06亿千伏安，电网规模五年实现翻番。

虽然电力供应能力节节攀升，但电力设备平均利用率却不容乐观。国家电监会办公厅副主任俞燕山介绍，2004年至2009年，全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数已经连连下降，至2010年才首次回升，达到4660小时。而在2006年，全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数为5198小时，远远高出2010年的水平。火电设备的利用率不高直接抑制了火电发电量的提高。

“市场煤、计划电”博弈

回顾历年来的“电荒”，电煤都是制约电厂出力的“紧箍咒”，此次“电荒”也不例外。

按照惯例，4月份是电煤需求淡季，但今年却出现“淡季不淡”，市场煤炭价格不断上升、日消耗量保持高位。4月1日开始，我国电煤运输主力通道——大秦线检修，一个月内，秦皇岛港的煤炭库存下滑240万吨，跌幅高达32.7%，加剧了沿海省份的电煤紧张局面。4月，国网公司全月最大缺煤停机容量达到732万千瓦。

今年以来，湖南、江西等水电大省水库来水较往年偏枯，加大了当地电力电量平衡对电煤的依赖。据中国煤炭工业协会通报，今年华东流域来水偏少四至七成，华中流域（除长江）来水偏少一至七成，导致部分地区水电出力减小，水电比重最大的华中电网电煤库存快速下降。

除煤炭市场异常火热、水电乏力等新因素外，煤电价格机制不顺的传统矛盾，也深深制约了火电厂的发电积极性。据国网公司统计，2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%。尤其是近年来，煤价不断攀升，而电价基本未涨，出现“发电就亏损、越发越亏损”现象。2010年，五大发电集团公司运营的436个火电企业有一半以上亏损。虽然国家在4月份对全国16个省（区、市）上网电价进行了单边上调，但并未将火电企业引入减亏通道。本次电价上涨至今，秦皇岛港的煤炭价格持续上涨。

“市场煤、计划电”之间的矛盾已经影响到电力投资建设和运营。2010年全国电源投资3641亿元，比上年下降4.3%；其中火电投资1311亿元，比上年下降15.1%。同时，缺煤停机、非计划停运现象增多，对未来的电力正常供应、电网安全稳定带来较大隐患。