本报记者 王秀强北京报道

　　云南曲靖市罗平水电站一片寂静，水电站一片干涸，龟裂的河床暴露在烈日之下。

　　连日来的旱情，使昔日的彩云之南饱受煎熬，多数水电机组几近停产。不仅云南，西南五省(市、区)严重旱情导致水电发电量大大低于历史同期。

　　本报记者从国家电网了解到，今年2月份云南水利发电量同比下降23.8%，广西水利发电量下降54.6%，四川水利发电量较去年相比仅有缓慢增长。“而在每年此时，都有比较大幅的增长。”国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国说。

　　水电的大幅下滑直接导致火电需求大幅攀升，电煤再次成为西南五省(市、区)的能量之源，电厂电煤库存也随之紧张起来。

　　本报记者了解到，截至3月21日，云南、重庆电厂电煤库存仅为7天，重庆电煤库存只有31.37万吨，贵州库存为9天。“已经到了相当紧张的地步，但现在还能够维持电力供应平衡，如果干旱持续下去，拉闸限电的面积将扩大。”单葆国说。

　　瞅准了电煤供应紧张的时机，在成都、重庆等地一些柴油发电机租赁企业也活跃起来。

　　全国电煤供应平衡或打破

　　大旱之下，西南水利发电正在经受考验。

　　中电联数据显示，2009年西南五省(市、区)水电发电量占全国的比重达到了44.7%，部分月份甚至超过了 50%，而火电发电量占全国的比重仅有9.2%。四川省内发电装机容量为3969万千瓦，其中水电装机容量为2729万千瓦，占总装机容量的68.8%。

　　自从去年9月份以来，西南五省(市、区)水电发电量呈持续下降态势。统计局数据显示，去年8月份该地区水电发电量曾达到306.4亿千瓦时，但是到了今年2月份，该地区水电发电量已经降至95.4亿千瓦时，降幅达68.9%。

　　“对比往年水利发电数据，冬季较上一年夏季水电发电量降幅如此之大，实属罕见。目前，由于水电发电下降，部分地区出现了用电紧张、拉闸限电的情况。”单葆国说。

　　旱灾将导致西南五省(市、区)从电力净输出省变为电力净调入省，增加对周边地区的电力、电煤需求。目前，西南各个电厂都在加紧做好季节性和保障性电煤储备。

　　以云南为例，往年云南省一直是往东部省份送电，但春节期间，云南电网组织广东倒送电量3.3亿千瓦时。为保证云南用电，云南电网已计划3月份调减云南外送电量12.5亿千瓦时。

　　国家电网专家测算，干旱至少会使全国60%以上的水电发电遭受严重影响。如果按照正常年份水电发电量占全国比重12%计算，则本次干旱将导致每月新增占全国发电量3%的电煤需求，即干旱将新增电煤需求3.5%左右。

　　“由于抗旱将增加当地用电需求，综合考虑此次干旱将额外拉动全国电煤量4%-5%。”上述专家说，预计2010年全国电煤正常的供需增速均在10%左右，一旦额外新增4%-5%的需求，极易打破供需平衡态势并引发煤价上涨。旱灾对煤炭市场的影响绝不仅限于西南五省，而是全局性的。

　　“在干旱天气影响下，本轮动力煤价格的调整已经结束，未来将重新回到上升通道。如果旱情持续，历史上3-5月份的传统用煤淡季将在2010年成为用煤旺季。”中国煤炭网分析师认为。

　　秦皇岛煤炭网数据显示，3 月19日，秦皇岛5000和4500大卡动力煤平仓价周环比上涨5-10元；其他煤种也已止跌；煤炭海运价格(秦皇岛至华东)较一周前上涨 10%-20%。

　　火电需未雨绸缪

　　“电力供应紧张的局面已经开始显现。国家电网每天由西北向四川跨区联网供电100多万千瓦，若没有跨区供电作补充，四川省内紧张的局势将更加严重。”单葆国告诉记者。

　　电力供求紧张的局面有可能进一步加剧。“如果西南干旱持续到夏天，可能会出现总体电力供求紧张状况。”中商流通生产力促进中心分析师李廷说。

　　2009年全国火电平均利用小时数为4839小时，火电机组利用率基本上呈逐月上升趋势。其中，12月份火电机组平均利用小时数为462小时，照此计算，2010年利用小时数将达到5544小时。

　　“随着夏季用电高峰到来以及经济的进一步回升，火电需求可能仍会有较大幅度增长，火电机组利用率可能会继续提高，因此，有可能出现总体电力供求紧张状况。”李廷认为。

　　为了避免夏季用电高峰到来之时，火电出力大幅提升带来的煤炭市场需求激增，李廷建议有关部门应该未雨绸缪，趁煤炭价格相对较低，提前启动电煤储备工作。

　　此外，还应加大淘汰和改造下游高耗能产业落后产能的力度，降低单位产品能耗需求；而火电企业应该抓住当前电力需求淡季，加大发电机组设备检查力度，确保在夏季用电高峰到来之时，水电出力下降的情况下，现有火电机组能够较好的投入运行。

　　单葆国说：“解决电力供应不足的渠道有三个。一是增加电煤供应，二是跨区联网输电，三是拉闸限电。相对于外运电煤而言，跨区联网输电是最为有效的手段。有利于增强电网水火互济能力，跨大区、跨流域调节能力和事故支援能力，提高电网的抗灾能力和供电水平。我们建议国家加大跨区输电的建设力度和规模。”

　　目前，我国“输电”与“输煤”比例为1︰20(电煤外运口径)，跨区输电交易量仅占全社会用电量的3%-4%，跨区输电能力和交易量明显不足。

　　据测算，我国7个主要煤炭产区到13个主要受电端地区，输电的经济性优于输煤，输电落地电价较输煤至受电端地区建火电厂的上网电价低0.03-0.10元 /千瓦时。

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