破解“电荒”得让火电有发电积极性

　　近期，浙江、湖南、江西等10余省遭遇缺电危机。有分析认为，缺电现象有向全国蔓延的态势，而缺电“重灾区”的华中和华东地区面临的电力短缺短期内恐难以消除。

　　专家在接受采访时表示，此次电荒出现的原因众多，既有电力总需求增长过快等供需总量因素，电源结构、电力分布和消费区域结构失衡等结构性因素，也有煤电关系不顺，电力体制不完善等体制性因素。对于破解电荒，专家认为，必须从供需两侧同时入手，将长远目标与短期目标相结合，短期内以“错峰、避峰”优化需求，提高电力供应及电网跨区域调度能力。长期来看，需构建多元化的电源体系，加强煤炭和电力输送能力建设，加快电力体制改革以理顺煤电关系，同时加快产业结构调整和经济发展方式转变步伐。

　　“电荒”又袭？

　　“电荒”本不是什么新鲜事，但对刚从冬季用电高峰季电力紧张中缓过劲来的电力用户来说，2011年夏季的第一轮“电荒”，的确比以往来得稍早了些。

　　早在今年3月份，浙江就已开始提前经历2004年以来最严重的“电荒”，持续出现超200万千瓦的用电缺口。

　　入夏以来，随着气温不断回升，湖南电力供应持续吃紧，各地陆续开始实行有序供电。其中，工业重镇湘潭已经执行了一周的“开五停二”供电措施；长沙、株洲等地也相继开始限电。

　　除此之外，有媒体援引国家电监会的预警周报显示，四月底由于电煤价格持续上涨，多地出现缺煤停机现象：贵州(214万千瓦)、陕西(125.5万千瓦)、河南(109.5万千瓦)、山西(90万千瓦)、青海(13.5万千瓦)。

　　中电联在2011年第一季度《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中指出，2011年全年，我国用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，尚有3000万千瓦的缺口。据预计，今年迎峰度夏期间，电力缺口可能会更大，“电荒”影响范围可能会更广。

　　华北电力大学能源与电力经济咨询中心主任曾鸣则在接受记者采访时表示，3000万千瓦的缺口固然不小，但相对于去年全国9.6亿千瓦的电力总装机来说，只占3%，而且波及重点是南方经济发达地区。因此，称之为“电荒”并不太确切，应是局部性、区域性缺电。

　　而早在4月15日，国家发展改革委即已发布预警，今年大部分地区电力供需形势偏紧，预计夏季高峰期华东、华北、南方供需缺口较大，并要求各地于5月底前必须将“有序用电方案”上报发展改革委经济运行调节局备案。

　　背后成因复杂

　　夏季用电高峰时段尚未来临，缘何多地就已出现大面积电荒？

　　“不仅仅是电力短缺就意味着供需失衡，电力供应总量跟不上用电需求总量的问题。深入分析，此次电力短缺提前到来有着更多、更深层次的原因。”中国社科院能源蓝皮书主编崔民选研究员在接受本报记者采访时认为，“其一是供需总量因素。突出表现在用电需求增长过快上。”他指出，“从产业结构来看，第二产业比重高，且当前我国工业偏‘重’的格局仍未有根本性改观。而工业，尤其是重工业历来是电力需求大户。”此外，“高耗能产业的复苏值得我们关注”。

　　据国家能源局统计，一季度全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，3月份与1月份的全社会用电量基本相当，接近去年七八月份迎峰度夏高峰时段的用电量。一季度第二产业用电量为8025亿千瓦时，同比增长12.3%，占全社会用电量的比重为73.5%。

　　而高耗能产业中化工、建材、钢铁冶炼和有色金属冶炼四大行业用电增长，较去年四季度有较大反弹，对全社会用电量的贡献率超过三成，仅少于历史最高水平的去年二季度。另据中电联统计，一季度，五大高耗能行业用电量同比增长11.3%，其用电量合计占制造业用电量的62.3%。

　　“其二是结构性因素。具体表现在电源结构失衡和区域结构失衡。”崔民选分析说，“我国多元化的电源结构中，火电占主导地位，其装机容量在总装机容量中占比超过70%，火力发电量占总发电量的比例超过80%。一旦受煤炭价格走高或其他因素影响出现缺煤停机现象，整个电力供应就会遭受较大冲击。加上在我国电源结构中，水电占比为20%左右，而水电受气候因素影响较大，因来水推迟而出现的水电缺口也会加剧电力供需矛盾”。就区域结构而言，他表示，“受资源禀赋制约，我国能源生产与消费呈逆向分布特征。就电力而言，西部地区拥有丰富的电煤资源，而消费却主要分布在东部地区。更为突出的是，目前的跨区域送电能力有限，煤炭运输瓶颈制约也颇为严重”。

　　除去上述因素，对一提及“电荒”就为大家所诟病的电力体制性因素，崔民选也有自己的看法。他指出：“就当前来看，电力短缺的体制性因素影响或许要更为明显。‘市场煤’、‘计划电’的矛盾由来已久。长期上涨的煤炭价格，加上近期因油价上涨增加的运输成本，给发电企业的经营带来了巨大压力。煤电价格关系理不顺，发电企业在越发越亏的情况下，必然缺乏发电积极性。”

　　中电联的报告指出，今年一季度，受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的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。另一方面，2010年火电设备平均利用小时为5031小时。这一数据与火电机组每年6000小时以上的合理利用小时标准相比，还有很大差距。机组不能满发，原因是电煤价格一路上涨让发电企业每发一度电就要亏损，发电量不足便顺理成章。

　　秦皇岛煤炭网分析师安志远也对本报记者表示，导致电荒的一个重要原因是“南方沿江的电厂主要是靠环渤海下水的煤炭供应，还有进口煤的补充。今年国际煤价高企，进口煤下降幅度明显，而一季度整个电力需求增长明显，需求的不断上升又导致价格上涨，电厂亏损不愿意买煤”。

　　对此，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授也表达了类似观点，他认为，“国内煤炭产能应该没有问题，中国煤炭运输跟不上需求增长也并非新问题，煤炭大省山西电煤供应短缺说明目前缺煤的主要原因可能还不是运力。在今后很长一段时间内，煤炭仍然是电力的主要能源来源，煤电之间的矛盾焦点在价格，也就是我们常常听到的‘计划电’和‘市场煤’的问题。如果不尽快解决煤电问题，电力供需平衡将非常脆弱，‘电荒’将会由不同原因引发而持续出现”。

　　寻求破解之道

　　“有效缓解‘电荒’，应从供需两侧同时入手，坚持长远目标与短期目标相结合的原则，稳步推进改革。”崔民选如是认为。

　　从需求一方来看，短期内可实行“削峰填谷”的办法，“错峰、避峰”，优化需求，确保重要领域、关键时段和重点地区的用电供应；全面加强电力需求侧管理，遏止部分不合理的高耗能产业用电反弹势头。从长期来看，应加快产业结构调整和经济发展方式转变步伐。

　　就供给侧而言，短期内应加大协调力度，增加重点电煤供应量，确保重点地区电煤的供应；加强电网自身调度能力，增加跨省电能交易量。长期来看，必须加快构建低碳、清洁、多元化的电源体系，促进电力供应的多元化有效供应；加快煤炭运输体系建设，解决“十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。同时，还必须在保持经济社会稳定前提下，稳步加快能源价格体系改革，尤其是电价体制改革，逐步理顺煤电价格，引导电力资源的合理配置和高效利用。

　　“加强需求侧管理和及时疏导电价矛盾是平衡电力供需关系，解决‘电荒’的有效途径。”中电联秘书长王志轩也如是认为。

　　在对煤炭电力等多家企业进行深入调研走访后,国家发展改革委副主任、国家能源局局长刘铁男表示，从根本上看，当前煤电企业面临的经营困难是粗放型发展模式与体制机制尚不健全情况下，由市场供求关系波动所引发。

　　刘铁男指出，解决当前煤电矛盾，应坚持四项原则：一是坚持结构调整和合理控制能源消费总量相结合；二是坚持完善体制机制和深化改革相结合；三是坚持科技创新，加强企业内部挖潜和必要的支持政策措施相结合；四是要坚持远近结合，标本兼治。