往年到夏季才出現(xiàn)的電力緊缺，今年提前到來。來自國家電網(wǎng)公司系統(tǒng)的數(shù)據(jù)顯示，進入4月份浙江、江西、湖南、重慶、陜西等多個省份電力供需存在缺口。5月以來，湖南電網(wǎng)最大電力缺口達456萬千瓦，浙江電網(wǎng)最大電力缺口200萬千瓦。

盡管電力供應(yīng)能力不斷攀升，火電設(shè)備利用率卻處于歷史低谷

任何一項產(chǎn)品短缺，無外乎兩大原因：供應(yīng)不足和需求過旺。

從電力需求側(cè)看，我國電力需求正繼續(xù)保持平穩(wěn)較快增長。國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，一季度全國全口徑全社會用電量累計10911億千瓦時，同比增長12.7%。其中，3月份與1月份的全社會用電量基本相當，接近去年7、8月份迎峰度夏高峰時段的用電量。4月份全社會用電量同比增長11.2%。

從電力供應(yīng)上看，社會發(fā)電量由發(fā)電能力和發(fā)電設(shè)備利用率共同決定。國家電監(jiān)會報告顯示，在電源建設(shè)方面，基建新增裝機連續(xù)5年超過9000萬千瓦，全國電力裝機累計增長48610萬千瓦。在電網(wǎng)建設(shè)方面，“十一五”期間，全國累計新增220千伏及以上輸電線路、變電設(shè)備容量分別為20.23萬千米和11.06億千伏安，電網(wǎng)規(guī)模五年實現(xiàn)翻番。

雖然電力供應(yīng)能力節(jié)節(jié)攀升，但電力設(shè)備平均利用率卻不容樂觀。國家電監(jiān)會辦公廳副主任俞燕山介紹，2004年至2009年，全國6000千瓦以上電廠累計平均設(shè)備利用小時數(shù)已經(jīng)連連下降，至2010年才首次回升，達到4660小時。而在2006年，全國6000千瓦以上電廠累計平均設(shè)備利用小時數(shù)為5198小時，遠遠高出2010年的水平。火電設(shè)備的利用率不高直接抑制了火電發(fā)電量的提高。

“市場煤、計劃電”之間的矛盾已經(jīng)影響到電力投資建設(shè)和運營

回顧歷年來的“電荒”，電煤都是制約電廠出力的“緊箍咒”，此次“電荒”也不例外。

按照慣例，4月份是電煤需求淡季，但今年卻出現(xiàn)“淡季不淡”，市場煤炭價格不斷上升、日消耗量保持高位。4月1日開始，我國電煤運輸主力通道——大秦線檢修，一個月內(nèi)，秦皇島港的煤炭庫存下滑240萬噸，跌幅高達32.7%，加劇了沿海省份的電煤緊張局面。4月，國網(wǎng)公司全月最大缺煤停機容量達到732萬千瓦。

今年以來，湖南、江西等水電大省水庫來水較往年偏枯，加大了當?shù)仉娏﹄娏科胶鈱﹄娒旱囊蕾嚒?jù)中國煤炭工業(yè)協(xié)會通報，今年華東流域來水偏少四至七成，華中流域（除長江）來水偏少一至七成，導致部分地區(qū)水電出力減小，水電比重最大的華中電網(wǎng)電煤庫存快速下降。

除煤炭市場異常火熱、水電乏力等新因素外，煤電價格機制不順的傳統(tǒng)矛盾，也深深制約了火電廠的發(fā)電積極性。據(jù)國網(wǎng)公司統(tǒng)計，2003年以來，秦皇島5500大卡煤炭價格累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅為32%。尤其是近年來，煤價不斷攀升，而電價基本未漲，出現(xiàn)“發(fā)電就虧損、越發(fā)越虧損”現(xiàn)象。2010年，五大發(fā)電集團公司運營的436個火電企業(yè)有一半以上虧損。雖然國家在4月份對全國16個省（區(qū)、市）上網(wǎng)電價進行了單邊上調(diào)，但并未將火電企業(yè)引入減虧通道。本次電價上漲至今，秦皇島港的煤炭價格持續(xù)上漲。

“市場煤、計劃電”之間的矛盾已經(jīng)影響到電力投資建設(shè)和運營。2010年全國電源投資3641億元，比上年下降4.3%；其中火電投資1311億元，比上年下降15.1%。同時，缺煤停機、非計劃停運現(xiàn)象增多，對未來的電力正常供應(yīng)、電網(wǎng)安全穩(wěn)定帶來較大隱患。

必須從能源發(fā)展方式入手，優(yōu)化電源的布局和資源配置

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)卻將富余電力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)。

“這種局部缺電、局部窩電的現(xiàn)象充分說明我國的電源布局和跨區(qū)輸電能力亟待優(yōu)化。”中國工程院院士、國家電網(wǎng)東北電網(wǎng)有限公司名譽總工程師黃其勵說。

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)展模式導致電煤運輸壓力巨大、電廠電煤成本增加。2010年，全國電煤耗用17.3億噸，其中通過鐵路跨省跨區(qū)外運14億噸，占鐵路運力的41％。從電煤成本看，長途運輸大大增加了電廠的電煤采購成本。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。

據(jù)了解，近年來，東部省份已經(jīng)主動降低了電源建設(shè)規(guī)模和進度，要求加快跨區(qū)輸電通道建設(shè)，提高跨區(qū)受電規(guī)模。但是受各種因素制約，許多電網(wǎng)規(guī)劃項目前期工作明顯滯后，跨省跨區(qū)輸送能力不足。

“表面上‘電荒’是由電煤不足、水電乏力引起，但根源上是由粗放的能源發(fā)展方式導致。要破解‘電荒’，除加快經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整、控制能源消費總量外，必須從能源發(fā)展方式入手，進一步優(yōu)化電源布局、資源配置，大力提高西部地區(qū)輸電比例、理順煤電價格機制、加大跨區(qū)電網(wǎng)建設(shè)等。”黃其勵建議。