華東電網(wǎng)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(xiàn)拉閘限電現(xiàn)象。據(jù)華東電網(wǎng)公司預(yù)測，今年夏季高峰期間，華東全網(wǎng)電力缺口預(yù)計將達到1900萬千瓦左右。

　　不僅是東部地區(qū)，中西部的江西、湖南、重慶、陜西等多省接連出現(xiàn)百萬千瓦的用電缺口，一些省份不得不拉閘限電， “電荒”呈現(xiàn)蔓延之勢。中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布報告警示，夏季 “電荒”將來得更早、范圍更廣、缺口更大。

　　今年為何出現(xiàn) “電荒”？來勢洶洶的夏季 “電荒”又該如何應(yīng)對？怎樣才能破解年復(fù)一年的電力“緊箍咒”？

　　供需矛盾致淡季 “電荒”

　　最新數(shù)據(jù)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(yīng)是淡季的3月份用電規(guī)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(jīng)濟保持平穩(wěn)運行，GDP增速達9.7%，驅(qū)動全社會用電量增速達12.7%。作為主力的第二產(chǎn)業(yè)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(yè)用電量繼續(xù)保持龐大規(guī)模，僅少于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(fā)電裝機卻在減少。數(shù)據(jù)顯示，一季度全國新增發(fā)電裝機比上年同期少投產(chǎn)234萬千瓦，尤其是作為主力的火電比上年同期少投產(chǎn)268萬千瓦。 “雖然新能源裝機規(guī)模持續(xù)增長，但火電新增規(guī)模下降，使得電力的有效供應(yīng)能力下降�！敝须娐�(lián)統(tǒng)計部主任薛靜解釋，增加1000萬新能源裝機只相當于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(yōu)化需求、確保重點的原則，加強綜合協(xié)調(diào)，確保重要領(lǐng)域、關(guān)鍵時段、重點地區(qū)煤電油氣運供應(yīng)。尤其是對于電力迎峰度夏工作，確保居民生活和重點領(lǐng)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(guān)部門應(yīng)更大力度引導(dǎo)企業(yè)合理錯峰，有序用電，當前很多企業(yè)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(qū)輸送能力等體制性和結(jié)構(gòu)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(xù)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(shù)據(jù)顯示，環(huán)渤海地區(qū)港口動力煤價格已連續(xù)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(jié)果是，高煤價使得電廠沒有擴產(chǎn)發(fā)電積極性，一季度部分電廠因為煤價太高導(dǎo)致電煤供應(yīng)不足，進而停機。不斷走高的國內(nèi)煤價，已經(jīng)使得沿海地區(qū)電廠燃煤機組大面積陷入發(fā)電虧損困局。

　　電力跨區(qū)輸送能力有限，也是導(dǎo)致今年 “電荒”提前到來的原因之一。據(jù)國家電網(wǎng)公司預(yù)計，今年迎峰度夏期間，華北、華東、華中電網(wǎng)電力缺口將達到3000萬千瓦，而東北、西北電網(wǎng)卻有富余電力2700萬千瓦。但由于沒有額外輸電通道，東北和西北電網(wǎng)富裕電力難以支援 “三華”電網(wǎng)。

　　長期以來，我國電力工業(yè)主要采用就地平衡模式發(fā)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(qū)，而我國煤炭資源主要富集在西部地區(qū)。至2010年底，東部地區(qū)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(fā)電廠，南京到鎮(zhèn)江段電廠平均間隔僅10公里。這一發(fā)展模式導(dǎo)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(chǎn)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(wǎng)公司發(fā)展策劃部高級工程師楊宗麟分析說，我國現(xiàn)有的電源結(jié)構(gòu)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(yīng)求或煤炭價格上漲，就會對發(fā)電供應(yīng)帶來影響。從長遠講，應(yīng)逐步降低煤電在發(fā)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(fā)電的比重。

　　針對目前電源在建規(guī)模嚴重不足和火電建設(shè)積極性降低的問題，中電聯(lián)呼吁，盡快核準開工較大規(guī)模的電源項目，特別是盡快開工建設(shè)一批大中型水電項目，在確保安全的前提下高效發(fā)展核電，積極推進新能源電力發(fā)展。與此同時，開工建設(shè)一定規(guī)�；痣婍椖�，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(qū)線路建設(shè)，解決 “十二五”中期可能出現(xiàn)的大范圍缺電難題。

　　如何走出 “年年電荒”的怪圈？

　　“電荒困局”須 “解”在電外。業(yè)內(nèi)人士認為，對于各級政府而言，來勢洶洶的電荒敲響了經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整的警鐘。

　　統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，今年一季度華東地區(qū)全社會用電量同比增長14.9%，超過 “十一五”的五年平均數(shù)。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(jié)構(gòu)性矛盾突出，在電力供需上，還存在著季節(jié)性和地區(qū)性不平衡的問題。

　　從用電結(jié)構(gòu)看，工業(yè)用電仍然占絕對比重，高耗能產(chǎn)業(yè) “抬頭”是用電增加的重要原因。數(shù)據(jù)顯示，一季度，化工、建材等高耗能行業(yè)的用電增長對全社會用電量的貢獻率超過三成，去年迫于節(jié)能減排達標壓力而受到抑制的高耗能產(chǎn)業(yè)產(chǎn)能集中釋放。有關(guān)專家認為，只有運用行政、經(jīng)濟和技術(shù)手段，推進能源利用方式與經(jīng)濟轉(zhuǎn)型升級，才是電力可持續(xù)發(fā)展之道。

　　此外，緩解 “電荒”電網(wǎng)大有可為，業(yè)內(nèi)人士建議推進電力直接交易。

　　國務(wù)院政策研究室綜合司副司長范必指出，目前電網(wǎng)企業(yè)主要收入來源是上網(wǎng)電價與銷售電價之間的價差，而目前的情況是電網(wǎng)所收取的電力購銷差價過大。國內(nèi)大部分地區(qū)企業(yè)上網(wǎng)電價是0.3-0.4元/千瓦時，而東部工業(yè)實際用電成本是上網(wǎng)電價的2-3倍，商業(yè)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，很多來自于說不清的交叉補貼和銷售環(huán)節(jié)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(tǒng)購統(tǒng)銷”的電力交易模式，讓電力用戶與發(fā)電企業(yè)不直接見面，無法建立反映市場供求關(guān)系的價格信號，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(yīng)該實行發(fā)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(jié)能機組多發(fā)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，由于減少了交易環(huán)節(jié)，直接交易將使工商企業(yè)的用電成本大幅度降低�！彼�說，從國外經(jīng)驗看，英國實行電力交易改革后，平均用電消費成本下降了30%。

　　目前，國內(nèi)已開始在一些地區(qū)實行電力直接交易試點，其中，內(nèi)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(yōu)惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批參與的45家企業(yè)僅電力成本每年就節(jié)省2250萬元-4500萬元。　

來源：解放日報