一个发电装机容量和电网规模均位居世界前列的国家，却正在遭遇多年来最严重的“电荒”。

一边是东中部地区存在3000万～4000万千瓦电力缺口，另一边却是东北、西北地区“有电送不出去”，富余电力约2700万千瓦；一边是煤价持续攀升，煤炭企业赚得“钵满盆满”，另一边却是火电企业连年巨亏，以致有的企业被迫停机不发电；一边是国家规划产业结构调整、促进节能减排，另一边却是诸多高耗能企业依然我行我素……

究竟是什么原因引爆这一轮让人猝不及防的“电荒”？夏季用电高峰逼近，是否意味着更糟糕的情况还在后面？短期如何缓解用电紧张形势？长期又该怎样破解“电荒”困局？半月谈记者历时一月调研采访，试图揭开“电荒”真相。

看现象：东部电荒、西部窝电，不是硬缺电

从3月份开始，浙江许多地方就实施了“开三天停一天”的限电措施，不单是工业用电，连居民生活也开始受到波及。一条线路限电，整条线上的企业、居民、单位用电一起停。浙江电力公司数据显示，目前该省统调最大电力缺口占到最大用电负荷的7%左右，处于2004年以来最严重的缺电状态。

国家电网公司副总经理帅军庆预测，仅国家电网负责的26个省份经营范围内的电力缺口就达到3000万千瓦左右，其中，京津唐、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆10个省级电网将出现电力供需紧张局面。

正当东中部地区为这个夏天“电不够用”焦急时，西北、东北地区却在为“电多得送不出去”而挠头。

“内蒙古能源的突出问题就是有电送不出去。”内蒙古经信委能源处处长张德告诉记者，内蒙古西部电网目前部分火电装机富余，风电出力受阻，截至4月底电网富余发电装机约640万千瓦；内蒙古东部电网电力以外送东北为主，但东北电网自身电力有富余，使得内蒙古东部的电力外送通道能力只发挥了不足60%。

“东北和西北地区分别富余电力1300万千瓦和1400万千瓦左右，由于受限于当前跨区跨省线路的输送容量，无法将这些富余电力输送到东部缺电地区，造成窝电和缺电情况同时存在而无法调剂。”中国电力企业联合会秘书长王志轩指出，这种现象凸显今年“电荒”不是全国性的真荒，而是典型的结构性缺电，说明经济发展方式和电力发展方式都亟待转变。

厦门大学中国能源经济研究中心教授林伯强也认为，这轮“电荒”不同于2005年以前全国大面积、持久性的因发电装机容量不足造成的“硬缺电”，而是在电力装机充裕情况下的“软缺电”。

探原因：结构、价格、供需三矛盾叠加

“缺口出现更早、范围有所扩大、强度有所增强。”中国电力企业联合会统计部主任薛静这么概括今夏“电荒”的新特点。她认为，电力结构性矛盾、煤电价格矛盾、供需矛盾等多重原因叠加，才导致今年“电荒”特别严重。

帅军庆也认为，这次缺电的原因由以往的“电煤供应不足”单一因素逐渐向“电煤供应不足和局部地区发电装机不足、跨区电网输送能力不足”等多种因素转变。

薛静说，造成“电荒”的第一大原因是电力本身的结构性矛盾。我国能源资源集中在西部，而用电需求集中在东部，呈现逆向分布的特点。近期结构性矛盾尤其突出，用电需求大的东中部地区新增发电装机较少，而电网建设滞后使得西部的电不能充分送到东中部，另外火电新增规模下降，使得总发电装机容量的有效发电能力增长不足。

帅军庆说，长期以来，我国电力发展以就地平衡为主，能源配置过度依赖输煤，北煤南运占用全国大部分运力。电力结构性矛盾突出表现在跨区电网建设滞后，造成西部“窝电”与东部缺电并存。

引发电荒的第二大原因是“市场煤计划电”的体制性矛盾。我国煤电价格机制长期得不到理顺，由于市场化的煤炭价格大幅度上涨，远高于受政府调控管制的电价的调整幅度，造成火电企业“发电越多，亏损越大”，发电意愿不断下降。

另一方面煤炭行业也缺乏卖电煤的积极性。国家发改委今年4月要求主要煤炭企业维持煤炭价格稳定，电煤年度合同煤价不能变。林伯强分析说：“在电煤限价，其他煤种不限价的情况下，电煤供应的积极性就会降低。要求煤企按照限价按质按量地供应电煤，本身就是一个很大的挑战。”

加剧“电荒”的第三大原因是电力供需矛盾，突出体现在今年作为“十二五”开局之年用电需求增长快，尤其是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的集中释放。“伴随我国经济平稳较快增长，12%以上的用电增长速度有其合理性，但今年以来东中西部均出现工业特别是重工业用电的强劲反弹，说明我国依靠重工业拉动经济增长的惯性仍在。”薛静指出，这凸显“十二五”开局之年的经济结构调整和节能减排任重道远。

求破解：标本兼治关键在转变发展方式

冰冻三尺，非一日之寒。薛静警告，目前发电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模下降，预计在“十二五”中期的2013年电力供需矛盾将更加突出。

国家电网公司营销部主任苏胜新也预计，2012年最大电力缺口将达5000万千瓦，2013年若情况得不到改观最大电力缺口将超过7000万千瓦。

国家行政主管部门和电力企业都表示，短期内正在采取多项措施缓解今夏电力供需紧张矛盾。

5月30日，国家发改委宣布15个省份的上网电价及非居民销售电价每千瓦时平均上调约2分钱，这将缓解煤价上涨给电力企业带来的成本压力。同时为防止煤价跟着电价上涨，国家发改委表示，相关部门将加强对煤炭价格监管，保持电煤价格稳定在去年水平，不得变相涨价。业界分析，如果煤价每吨上涨超过40元，将抵消本次上网电价上调的效果。

针对今夏严峻的用电形势，国家电网承诺，优先保证居民生活、医院、学校等涉及公众利益和国家安全的重要用户用电，将严控高耗能企业和产能过剩行业用电，压减不合理用电需求。同时，配合地方政府完善峰谷分时电价，严格执行高耗能行业差别电价，加大价格杠杆的调节力度。

长期来看，解决电力结构性矛盾必须加快调整经济结构和电力结构。“要合理控制电力消费总量，归根到底要依靠转变经济发展方式，提高经济增长的科技含量，降低单位GDP能源消耗强度和二氧化碳排放强度，在节能增效上下工夫。”

薛静建议，在电力结构上，要按照“控制东部、稳定中部、开发西部”的原则，在中东部严控火电建设规模，在西部加快大水电、大火电、大风电、大核电等综合能源基地的建设，同时加大调峰电源和特高压输电网的配套建设，把西部的电有效输送到东中部。

中国最大的风电公司——龙源电力内蒙古公司一位负责人向半月谈记者表示：“现在公司最急的就是盼望内蒙古外送通道建设能够尽快得到国家核准，提高风电并网发电利用小时，降低弃风率。”

破解“电荒”困局，还要理顺煤电价格关系，构建科学合理的电价形成机制。“实现电煤价格、上网电价和销售电价的联动，充分发挥价格信号的市场传导作用，使电价真正反映电力资源的稀缺程度，提高利用效率。”林伯强说。(《半月谈》2011年第11期，)

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