2011年夏季“電荒”提前到 如何走出年年電荒怪圈
華東電網所轄滬蘇浙皖閩四省一市今年迎峰度夏用電形勢嚴峻，近兩個月在浙江、江蘇、安徽等省已出現拉閘限電現象。據華東電網公司預測，今年夏季高峰期間，華東全網電力缺口預計將達到1900萬千瓦左右。
不僅是東部地區，中西部的江西、湖南、重慶、陝西等多省接連出現百萬千瓦的用電缺口，一些省份不得不拉閘限電， “電荒”呈現蔓延之勢。中國電力企業聯合會發佈報告警示，夏季 “電荒”將來得更早、範圍更廣、缺口更大。
今年為何出現 “電荒”？來勢洶洶的夏季 “電荒”又該如何應對？怎樣才能破解年復一年的電力“緊箍咒”？
供需矛盾致淡季 “電荒”
最新數據顯示，一季度我國用電量增速達12.7%，較去年四季度明顯回升。其中，本應是淡季的3月份用電規模竟與冬季高峰的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電量增速明顯回升的一個主要原因。報告顯示，一季度我國宏觀經濟保持平穩運行，GDP增速達9.7%，驅動全社會用電量增速達12.7%。作為主力的第二產業用電量增速逐月提高，尤其占到全部用電量三成比重的化工、建材、有色冶煉、鋼鐵冶煉等四大重工業用電量繼續保持龐大規模，僅少於歷史最高水平的去年二季度。
然而，面對上漲的旺盛用電需求，新增發電裝機卻在減少。數據顯示，一季度全國新增發電裝機比上年同期少投產234萬千瓦，尤其是作為主力的火電比上年同期少投產268萬千瓦。 “雖然新能源裝機規模持續增長，但火電新增規模下降，使得電力的有效供應能力下降。”中電聯統計部主任薛靜解釋，增加1000萬新能源裝機只相當於400萬千瓦火電的效力。
針對日益嚴峻的供需矛盾，國家能源局已提出，要從增加有效供給、壓縮不合理需求兩個方面著手，有針對性地緩解電力供需中的突出矛盾和問題。
一方面按照增加供給、優化需求、確保重點的原則，加強綜合協調，確保重要領域、關鍵時段、重點地區煤電油氣運供應。尤其是對於電力迎峰度夏工作，確保居民生活和重點領域用電，絕不允許拉限居民生活用電。另一方面，在資源供給增長有限的情況下，通過控制不合理消費，充分利用市場倒逼機制，合理控制能源消費總量，提高能源利用效率。專家建議，政府相關部門應更大力度引導企業合理錯峰，有序用電，當前很多企業在峰、谷、平時段用電比重分配很不合理，改善空間很大。
煤價上漲輸電受阻
除此之外，電煤價格、電力跨區輸送能力等體制性和結構性矛盾也是 “電荒”早到的主要原因。
今年4月份，電煤需求 “淡季不淡”，市場煤炭價格持續上升，電煤日消耗量保持高位。截至4月中旬，全國重點電廠電煤庫存5311萬噸，可用14天。最新數據顯示，環渤海地區港口動力煤價格已連續八周上漲，作為我國煤炭市場風向標的秦皇島港動力煤價，再度刷新兩年半新高，目前秦皇島各煤種價格均上漲每噸5元。
由此帶來的結果是，高煤價使得電廠沒有擴產發電積極性，一季度部分電廠因為煤價太高導致電煤供應不足，進而停機。不斷走高的國內煤價，已經使得沿海地區電廠燃煤機組大面積陷入發電虧損困局。
電力跨區輸送能力有限，也是導致今年 “電荒”提前到來的原因之一。據國家電網公司預計，今年迎峰度夏期間，華北、華東、華中電網電力缺口將達到3000萬千瓦，而東北、西北電網卻有富餘電力2700萬千瓦。但由於沒有額外輸電通道，東北和西北電網富裕電力難以支援 “三華”電網。
長期以來，我國電力工業主要採用就地平衡模式發展，哪里需要電就在哪里建電廠，大部分火電廠都建在東部地區，而我國煤炭資源主要富集在西部地區。至2010年底，東部地區火電裝機已達到3.2億千瓦，占全國的50%，長江沿岸平均每30公里就建有一座發電廠，南京到鎮江段電廠平均間隔僅10公里。這一發展模式導致電煤運輸壓力巨大、電廠電煤成本增加。以今年3月末5500大卡動力煤價格為例，主產地山西的上站價格為620—640元/噸，集散地秦皇島港的平倉價格則達到770—780元/噸，消費地廣州港的提貨價更是高達875—890元/噸。
華東電網公司發展策劃部高級工程師楊宗麟分析說，我國現有的電源結構以火電為主，全國超過80%的電源裝機是火電，火電裝機一旦遇到煤炭供不應求或煤炭價格上漲，就會對發電供應帶來影響。從長遠講，應逐步降低煤電在發電裝機中的比重，減少對煤炭的依賴，同時，加大水電、核電、風電以及太陽能等新能源發電的比重。
針對目前電源在建規模嚴重不足和火電建設積極性降低的問題，中電聯呼籲，儘快核准開工較大規模的電源項目，特別是儘快開工建設一批大中型水電項目，在確保安全的前提下高效發展核電，積極推進新能源電力發展。與此同時，開工建設一定規模火電項目，主要是煤炭基地清潔高效燃煤電廠和天然氣電廠，還要加快遠距離交直流特高壓跨區線路建設，解決 “十二五”中期可能出現的大範圍缺電難題。
如何走出 “年年電荒”的怪圈？
“電荒困局”須 “解”在電外。業內人士認為，對於各級政府而言，來勢洶洶的電荒敲響了經濟結構調整的警鐘。
統計數據顯示，今年一季度華東地區全社會用電量同比增長14.9%，超過 “十一五”的五年平均數。其中，浙江省用電量同比增長15%，江蘇省用電量增長14.8%。楊宗麟認為，今年以來，長三角電力需求增長強勁， 4月份浙江省電力需求增長超過20%，但結構性矛盾突出，在電力供需上，還存在著季節性和地區性不平衡的問題。
從用電結構看，工業用電仍然占絕對比重，高耗能產業 “抬頭”是用電增加的重要原因。數據顯示，一季度，化工、建材等高耗能行業的用電增長對全社會用電量的貢獻率超過三成，去年迫於節能減排達標壓力而受到抑制的高耗能產業產能集中釋放。有關專家認為，只有運用行政、經濟和技術手段，推進能源利用方式與經濟轉型升級，才是電力可持續發展之道。
此外，緩解 “電荒”電網大有可為，業內人士建議推進電力直接交易。
國務院政策研究室綜合司副司長范必指出，目前電網企業主要收入來源是上網電價與銷售電價之間的價差，而目前的情況是電網所收取的電力購銷差價過大。國內大部分地區企業上網電價是0.3-0.4元/千瓦時，而東部工業實際用電成本是上網電價的2-3倍，商業用電普遍在1元以上。如此之高的差價，除合理的輸配電成本外，很多來自於說不清的交叉補貼和銷售環節各種形式的收費加價，這些都具有相當大的壓縮空間。
他進一步指出，這種 “統購統銷”的電力交易模式，讓電力用戶與發電企業不直接見面，無法建立反映市場供求關係的價格信號，增大了不必要的交易成本。因此，他建議，同其他普通商品交易一樣，電力也應該實行發電方與使用方直接交易。 “這樣可以使具有較強市場競爭能力的高效節能機組多發電，也可最大程度地滿足用戶的用電需求。特別需要指出的是，由於減少了交易環節，直接交易將使工商企業的用電成本大幅度降低。”他說，從國外經驗看，英國實行電力交易改革後，平均用電消費成本下降了30%。
目前，國內已開始在一些地區實行電力直接交易試點，其中，內蒙古通過建立電力多邊交易機制，通過電企和用戶直購電方式獲得的電價優惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批參與的45家企業僅電力成本每年就節省2250萬元-4500萬元。
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