根治電荒，轉變發展方式是治本之策

　　電荒的癥結在于電價形成機制不順、高耗能產業調控不力，從而形成有限的電力增長與粗放發展方式對資源、能源無限制索取的矛盾。

　　始于3月的“電荒”愈演愈烈，由最初局限于江蘇、浙江等地，逐漸遍布江西、廣東、湖南、湖北、安徽、河南、陜西等省，缺煤停機、限產限電現象此起彼伏，“電荒”范圍正由局部向更大范圍蔓延。

　　中國電力企業聯合會統計部主任薛靜表示，今夏供需形勢將呈現“缺口出現更早、范圍有所擴大、強度有所增強”的新特點。保守估計全國供電缺口在3000萬千瓦左右，相當于兩個安徽或三個重慶的發電裝機容量。

　　“電荒”的范圍之廣、影響之深和開始之早已大大超過市場預期，極可能是自2004年大缺電以來最困難的一年。考慮干旱氣候、來水不足、電煤供應等不確定因素的疊加作用，未來電力缺口可能進一步擴大。在來勢洶洶的電荒面前，找出原因并采取有力的應對措施，我們才能把電荒對中國經濟的負面影響降至最低。

　　淡季電荒：多因素交織

　　還沒有進入用電高峰期，為什么就出現電荒？多種矛盾的總爆發迫使電荒提前。

　　對于電荒形成的原因，國網能源研究院經濟與能源供需研究所所長單葆國告訴本刊記者，電煤供需矛盾突出以及跨區電網建設相對滯后是造成本次“電荒”出現的主要原因。

　　由于歷史原因，中國電力發展注重就地平衡、分區平衡，煤炭生產與電力需求在整體布局上嚴重失衡，形成“西煤東送，北煤南運”的格局。初步統計，目前我國70%的燃煤電廠分布于東中部負荷中心，這就使得大量的煤炭需要通過鐵路和水運等方式運輸到華東、華南等地區。

　　煤炭長距離運輸推高了交易成本，產能整合影響了產量，再加上運力緊張等因素促使煤價高企，在煤電聯動政策實施不到位的情況下，部分火電企業虧損嚴重，影響了企業的發電意愿和積極性。煤炭價格高企再加上一些地區的重點合同煤變身為市場煤減少了電煤供應，造成了發電企業缺煤停機降出力現象比較嚴重。

　　在部分地區出現電力缺口的同時，還有一些地區存在電力富余，但由于跨區輸電通道能力不足，電力富余地區無法將富余電力送往缺電地區。如西北、東北電網、內蒙古電網等，還存在電力電量富余，但受制于沒有新增跨區輸電通道，電送不出去。

　　按照國家能源發展戰略要求，中國的電源結構布局正在發生積極的變化，中西部尤其是能源基地電源建設加快而東部地區電源建設放緩。國家能源局明令指出：“十二五”時期嚴格控制東部地區新增火電項目，在大中型城市及附近地區不再布局建設新的燃煤電站，所需電力通過西部輸電解決。在東部新增電源規模大幅減少，電網建設滯后及跨區輸電能力沒有跟上的情況下，東部部分省份出現電力缺口也就不難理解。

　　“目前的電荒主要由不同因素產生協同效應造成。”中投顧問能源行業研究員周修杰接受本刊記者采訪時指出，首先，煤電機制并不完善，電煤價格持續高企，火電集團發電積極性被弱化，且有愈漸突出的形勢；其次，一季度，高耗能行業的增速有所抬頭，用電量增速超過了電力供應增速；再次，其他能源供應有限，雖然總體供應平衡，但國內能源狀態分布不均，運力不足、輸送設備不力等一系列原因導致部分區域能源需求相當緊張。

　　從表面上看，是煤價過高、電企開工率有限造成的短期供應緊缺。實際上，電荒的深層次原因是中國電力現行的定價機制不順與市場經濟結構的缺位。

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