缘何今年夏季“电荒”提前到？

华东电网所辖沪苏浙皖闽四省一市今年迎峰度夏用电形势严峻，近两个月在浙江、江苏、安徽等省已出现拉闸限电现象。据华东电网公司预测，今年夏季高峰期间，华东全网电力缺口预计将达到1900万千瓦左右。

不仅是东部地区，中西部的江西、湖南、重庆、陕西等多省接连出现百万千瓦的用电缺口，一些省份不得不拉闸限电， “电荒”呈现蔓延之势。中国电力企业联合会发布报告警示，夏季 “电荒”将来得更早、范围更广、缺口更大。

今年为何出现 “电荒”？来势汹汹的夏季 “电荒”又该如何应对？怎样才能破解年复一年的电力“紧箍咒”？

供需矛盾致淡季 “电荒”

最新数据显示，一季度我国用电量增速达12.7%，较去年四季度明显回升。其中，本应是淡季的3月份用电规模竟与冬季高峰的1月份基本相同，逼近去年七八月份夏季高峰的水平。

需求旺盛是一季度用电量增速明显回升的一个主要原因。报告显示，一季度我国宏观经济保持平稳运行，GDP增速达9.7%，驱动全社会用电量增速达12.7%。作为主力的第二产业用电量增速逐月提高，尤其占到全部用电量三成比重的化工、建材、有色冶炼、钢铁冶炼等四大重工业用电量继续保持庞大规模，仅少于历史最高水平的去年二季度。

然而，面对上涨的旺盛用电需求，新增发电装机却在减少。数据显示，一季度全国新增发电装机比上年同期少投产234万千瓦，尤其是作为主力的火电比上年同期少投产268万千瓦。 “虽然新能源装机规模持续增长，但火电新增规模下降，使得电力的有效供应能力下降。”中电联统计部主任薛静解释，增加1000万新能源装机只相当于400万千瓦火电的效力。

针对日益严峻的供需矛盾，国家能源局已提出，要从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手，有针对性地缓解电力供需中的突出矛盾和问题。

一方面按照增加供给、优化需求、确保重点的原则，加强综合协调，确保重要领域、关键时段、重点地区煤电油气运供应。尤其是对于电力迎峰度夏工作，确保居民生活和重点领域用电，绝不允许拉限居民生活用电。另一方面，在资源供给增长有限的情况下，通过控制不合理消费，充分利用市场倒逼机制，合理控制能源消费总量，提高能源利用效率。专家建议，政府相关部门应更大力度引导企业合理错峰，有序用电，当前很多企业在峰、谷、平时段用电比重分配很不合理，改善空间很大。

煤价上涨输电受阻

除此之外，电煤价格、电力跨区输送能力等体制性和结构性矛盾也是 “电荒”早到的主要原因。

今年4月份，电煤需求 “淡季不淡”，市场煤炭价格持续上升，电煤日消耗量保持高位。截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天。最新数据显示，环渤海地区港口动力煤价格已连续八周上涨，作为我国煤炭市场风向标的秦皇岛港动力煤价，再度刷新两年半新高，目前秦皇岛各煤种价格均上涨每吨5元。

由此带来的结果是，高煤价使得电厂没有扩产发电积极性，一季度部分电厂因为煤价太高导致电煤供应不足，进而停机。不断走高的国内煤价，已经使得沿海地区电厂燃煤机组大面积陷入发电亏损困局。

电力跨区输送能力有限，也是导致今年 “电荒”提前到来的原因之一。据国家电网公司预计，今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口将达到3000万千瓦，而东北、西北电网却有富余电力2700万千瓦。但由于没有额外输电通道，东北和西北电网富裕电力难以支援 “三华”电网。

长期以来，我国电力工业主要采用就地平衡模式发展，哪里需要电就在哪里建电厂，大部分火电厂都建在东部地区，而我国煤炭资源主要富集在西部地区。至2010年底，东部地区火电装机已达到3.2亿千瓦，占全国的50%，长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江段电厂平均间隔仅10公里。这一发展模式导致电煤运输压力巨大、电厂电煤成本增加。以今年3月末5500大卡动力煤价格为例，主产地山西的上站价格为620—640元/吨，集散地秦皇岛港的平仓价格则达到770—780元/吨，消费地广州港的提货价更是高达875—890元/吨。

华东电网公司发展策划部高级工程师杨宗麟分析说，我国现有的电源结构以火电为主，全国超过80%的电源装机是火电，火电装机一旦遇到煤炭供不应求或煤炭价格上涨，就会对发电供应带来影响。从长远讲，应逐步降低煤电在发电装机中的比重，减少对煤炭的依赖，同时，加大水电、核电、风电以及太阳能等新能源发电的比重。

针对目前电源在建规模严重不足和火电建设积极性降低的问题，中电联呼吁，尽快核准开工较大规模的电源项目，特别是尽快开工建设一批大中型水电项目，在确保安全的前提下高效发展核电，积极推进新能源电力发展。与此同时，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，还要加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决 “十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。

如何走出 “年年电荒”的怪圈？

“电荒困局”须 “解”在电外。业内人士认为，对于各级政府而言，来势汹汹的电荒敲响了经济结构调整的警钟。

统计数据显示，今年一季度华东地区全社会用电量同比增长14.9%，超过 “十一五”的五年平均数。其中，浙江省用电量同比增长15%，江苏省用电量增长14.8%。杨宗麟认为，今年以来，长三角电力需求增长强劲， 4月份浙江省电力需求增长超过20%，但结构性矛盾突出，在电力供需上，还存在着季节性和地区性不平衡的问题。

从用电结构看，工业用电仍然占绝对比重，高耗能产业 “抬头”是用电增加的重要原因。数据显示，一季度，化工、建材等高耗能行业的用电增长对全社会用电量的贡献率超过三成，去年迫于节能减排达标压力而受到抑制的高耗能产业产能集中释放。有关专家认为，只有运用行政、经济和技术手段，推进能源利用方式与经济转型升级，才是电力可持续发展之道。

此外，缓解 “电荒”电网大有可为，业内人士建议推进电力直接交易。

国务院政策研究室综合司副司长范必指出，目前电网企业主要收入来源是上网电价与销售电价之间的价差，而目前的情况是电网所收取的电力购销差价过大。国内大部分地区企业上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而东部工业实际用电成本是上网电价的2-3倍，商业用电普遍在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，很多来自于说不清的交叉补贴和销售环节各种形式的收费加价，这些都具有相当大的压缩空间。

他进一步指出，这种 “统购统销”的电力交易模式，让电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。因此，他建议，同其他普通商品交易一样，电力也应该实行发电方与使用方直接交易。 “这样可以使具有较强市场竞争能力的高效节能机组多发电，也可最大程度地满足用户的用电需求。特别需要指出的是，由于减少了交易环节，直接交易将使工商企业的用电成本大幅度降低。”他说，从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电消费成本下降了30%。

目前，国内已开始在一些地区实行电力直接交易试点，其中，内蒙古通过建立电力多边交易机制，通过电企和用户直购电方式获得的电价优惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批参与的45家企业仅电力成本每年就节省2250万元-4500万元。