主要是水库来水不足，铁路运力不足，电煤价格不断上涨，电价机制制约等多种因素“导演”了本轮电荒。

　　■本报记者范思立

　　许久没有出现的全国大面积电荒突然来袭。

　　根据记者掌握的数据，今年全国最大电力缺口将达到3500—4500万千瓦，接近2003—2005年严重缺电时期的水平。

　　此轮电荒似乎来得有点早，也出乎意料。社会上开列出一大堆原因，宏观层面的能源体制不合理，中观层面的电力和煤炭行业的市场化发育水平参差不齐、电价形成机制不完善，以及微观层面的电煤价格持续高企致使发电企业“出力”意愿不足等等，甚至有观点认为电网攫取了电力行业大部分利润而致发电企业巨亏，总之，对此问题，大家意见纷纷，莫衷一是。

　　本轮电荒，笔者认为是多层原因的叠加，主要是水库来水不足，铁路运力不足，电煤价格不断上涨，电价机制制约（电煤价格市场化，电价受到政府管制）等多种因素“导演”了电荒。

　　首先，铁路运力不足形成瓶颈约束，影响煤炭输入省份的电煤供应。长期以来，我国能源配置过度依赖输煤，输电比重明显偏低。目前山西、陕西、蒙西地区煤炭输出与电力输出的比例为20∶1。

　　2010年，全国电煤消耗17．3亿吨，占原煤产量的53．3％，其中通过铁路跨省跨区外运14亿吨，占铁路运力的41％。这一方面挤占了铁路运输其他物资的能力，另一方面在协调不畅的情况下极易出现电煤运输量减少的局面。

　　其次，水库来水较常年偏枯，加大了电力平衡对电煤的依赖程度。预计今夏部分地区水库来水将比常年平均水平偏枯，水电发电量增长有限，将加重电力平衡对火电的依赖程度。由于径流式小水电没有调节能力，小水电较多的地区，比如湖南、江西电力供需受来水的影响比较明显，目前已经出现了因来水不足而限电的情况。

　　还有，煤炭、电力价格倒挂，影响了火电投资的积极性。2003年以来，秦皇岛5500大卡的电煤累计上涨超过150％，而销售电价涨幅仅为32％。尤其是近年来，煤价不断攀升，而电价基本未涨，出现“发电就亏损、越发越亏损”现象，导致火电企业普遍亏损。2010年，五大发电集团运营的436个火电企业有一半以上亏损，过去3年的合计亏损额超过600亿元。

　　虽然国家在4月份对全国16个省（区、市）上网电价进行了单边上调（16个省平均上调上网电价约1．2分／度，其中山西涨幅最高，为2．6分／度），但并未将火电企业引入减亏通道。本次电价上涨至今，秦皇岛港的煤炭价格仍在持续上涨。

　　“市场煤、计划电”之间的矛盾已经影响到电力投资建设和运营。2010年全国电源投资3641亿元，比上年下降4．3％；其中火电投资1311亿元，比上年下降15．1％。同时，缺煤停机、非计划停运现象增多，对未来的电力正常供应、电网安全稳定带来较大隐患。

　　笔者以为，最根本的原因是，电力发展方式已经不适应当前的经济发展需要。长期以来，我国电力发展以分省区自我平衡为主，哪里需要电就在哪里建电厂，大部分火电厂建在了东部地区。就地平衡的发展模式，导致长距离输煤比重较高，同时也造成电力布局不合理、环境压力大的问题。为满足电煤供应，需要从西部、北部煤炭基地向东部负荷中心大规模、长距离输煤。2010年底，东部地区火电装机已达到3．2亿千瓦，占全国的50％，长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江段电厂平均间隔仅10公里，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量达到45吨，是全国平均水平的20倍，使我国环境污染和土地紧张矛盾日益突出。

　　受煤炭运输、电煤价格、节能减排、环境保护、土地资源的制约，东部省份主动降低了电源建设规模和进度，要求加快跨区输电通道建设，提高跨区受电规模。但是受各种因素制约，许多电网规划项目前期工作明显滞后，跨省跨区输送能力不足。

　　据笔者了解，今年迎峰度夏期间，东北、西北电网富余电力2700万千瓦，而同期华北、华东、华中电力缺口达到3000万千瓦，由于没有额外输电通道，导致东北和西北电网富余电力难以支援“三华”电网。

　　笔者认为，当下应尽快理顺价格机制以缓解电荒，建立健全能源资源价格形成机制，充分发挥价格信号的市场传导作用，理顺煤电价格关系；加快电价改革，构建科学合理的电价形成机制，实现上网电价和销售电价联动，使电价真正反映电力资源的稀缺程度，提高电力利用效率。

　　中期来讲，应该摒弃能源就地平衡的发展理念，优化电源地区布局，坚持输煤输电并举，从而构建一个高效的综合资源运输体系。长期来看，则是真正从实践上彻底转变粗放的经济发展方式，引导产业结构转移和升级。

　　对于能源主管部门，如何在复杂的能源形势下，既不被任何放大的信号所误导，又能准确抓住解决电荒的纲领而不贻误时机，在目前电荒时局下对其是一个严峻考验。