中国电荒调查

策划人语

中国电荒调查

电荒，不止是一种现象，更是一道经济难题;

电慌，不止是一种状态，更是一个社会问题。

电荒，是发电企业的钱荒;

电慌，是用电企业的心慌。

电荒，是煤炭企业的供应荒;

电慌，是政府部门的对策慌。

在能源的受端：

脆弱的浙江，正在遭遇7年以来最严重的电荒，以往的限电措施已不再管用，缺电成为压倒众多民营企业的“最后一根稻草”;

疑惑的湖南，旱灾令“缺电”卷土重来，水电机组集体“哑火”，火电厂同样是巧妇难为无米之炊;

忧虑的河南，已然失去了“能源产出大省”的头衔，正在经历“离家越近越打不着车”的尴尬。

在能源的送端：

焦急的内蒙，由于铁路、公路、航路、电力的“四不通”，让这样一个国家能源基地，煤堵在路上，电窝在家里;

羁绊的贵州，水火相济是其自身的能源优势，然而“西电东送”并未给它带来经济的腾飞，在电煤价格倒挂的局面下，有一天或许会无电可送;

纠结的陕西，送煤还是送电，成为横亘在当地政府心中的一个结，本省煤电没理顺，还要向外输送能源，心中怎不打鼓;

期盼的甘肃，这个代表中国清洁能源未来的地方，最迫切的就是解决市场外送能力，让用之不竭的“风”和“光”，来缓解“电荒”。

2011年，就在人们无奈却又欢乐地“来北京去看海”的时候，本刊重磅推出《中国电荒调查》，目的是为读者，画出中国电力供需的真实图景，理出造成今年电荒的种种成因，开出医治中国式电荒的几服良药。

《能源评论》杂志供稿

被羁绊的贵州

文/本刊记者 于涛 张晓燕

调查时间：5月16日至5月23日

调查地点：贵州省贵阳市

调查理由：贵州具有水火互济的能源优势，全国煤炭储量第五，水能蕴藏量第六，使其成为“西电东送”的重要通道。

拨通贵州电力95598的客服热线，第一时间传来的是语音播报的停电通知：

6月20日早九点至晚六点，贵阳城北分局计划停电的区域有：中庵线“大明宫池”;

6月20日早九点至晚五点，贵阳城南分局计划停电的区域有：南明机械厂、遵义路工业公司、纺织工业品公司仓库、武岳集团、红旗木工厂、无纺布厂、贵阳塑料厂、军区招待所、军区养鸡场、603总队、军区门诊、省人防办、恒力房开国际大厦;

6月20日早十点至晚五点：贵阳小河分局计划停电的区域有：一轻校、火石坡、顺时房开……

6月20日早九点至晚五点：贵阳金阳分局计划停电的区域有：高新华宇、严家大坡砂厂、大洼村……

一日之间，竟有这么多地方停电超过8小时，贵州这个全国煤炭储量排行老五、水电蕴藏量排行老六、火电装机五年内翻两番的电力输出大省，今年是怎么了?

遥远的电荒

南方电网贵州公司的一位负责人开门见山地对记者说，“采访电荒，你应该去华东啊。”

“那今年，贵州的供电形势，吃紧么?”

“我给你讲些数据，截至去年，贵州省“西电东送”最大外送能力已达1000万千瓦。以送电广东为例，2002年是100万千瓦，2010年达到了900万千瓦，平均每年都增加100万千瓦的送电能力。你说，贵州怎么会缺电?”她反问。

“西电东送，一来是国家的能源政策，二来能给贵州经济带来极大的拉动，可我们了解的数据是，今年贵州电网已经减少东送电量来保安全了。4月份，贵州实际送广东电量为27.51亿千瓦时，调减了6.35亿千瓦时。这种状态，会不会一直持续下去?”

“从2010年到2012年，我们已经并正在投入330亿元用于电网建设，相当于再造一个贵州电网。你说的情况主要还是今年来水较晚造成的，不会是常态。”

直到采访结束，她仍然对记者来贵州调查电荒，表示十分不解。

同样的情形，也出现在记者对贵州省电监会办公室主任潘军的采访中。

“用‘电荒’来形容贵州目前的供电形势，是不准确的。贵州装机容量为2677万千瓦，是2000年的5.14倍，其中火电装机1714万千瓦，是2000年的4.72倍;水电装机963万千瓦，是2000年的6.13倍。根据初步规划，到2015年，贵州装机将达4000万千瓦。这些数据是做不了假的。”

“那我们在电力热线中，听到的这么多地区都停电超过8小时，其中还包括学校、军工厂、省委机关，如何解释?”

兼任贵州省大面积停电事件应急指挥部主任的潘军忙说，“你听到的，都还属于有序供电的范畴，没有达到大面积停电的程度。”

往下，他没再多解释。

坐车前往贵阳小河经济开发区的路上，记者询问了一些同行的市民，他们对记者关于“电荒”的提问，回答出奇的一致：没有感觉到缺电。

“小河经济技术开发区，可是国家级的，跟天津滨海新区算一个级别的。”

说这话的，是贵阳小河经济技术开发区宣传部的副部长刘珂。

“我们贵阳，是西南交通的枢纽，很多企业都把这里当做打开东南亚市场的桥头堡。目前，在小河落户的企业大概有30多家，其中有9个基础设施项目，26个工业项目。”

“都是什么样企业，生产什么的?”

“主要是装备制造企业，特别是军工企业，都在我们这里建立了军备制造基地，另一个是汽车制造业，奇瑞汽车在今年初把大型客车的生产基地，落户到此。最近刚刚引进的一个项目是，中煤盘江项目，主要产品是挖煤的设备。“他继续介绍。

“都是能耗比较高的工业项目，这些企业可都是用电大户啊。”

“没错，他们看中的也就是贵州丰富的资源和低廉的劳动力，目前，我们小河有5万熟练工，而贵州又是磷都和铝都，还拥有西南地区50%以上的煤矿。”

“电力供应紧张的时候，没有给他们拉闸限电么?”

“我明白你的意思，国家出台了节能减排的硬指标，可各地也有各地的难处。拿我们这里来说，小河就是一个大工地，20平方公里的地面上，布满了开工的项目。如果拉闸，工期就要停，损失谁来承担?我们跟企业可都是签过合同的。”

“领导就没有过问?”

“领导更关心的是经济发展，1至5月，小河完成规模以上工业总产值615610万元，比上年同期增长34.1%;5月份规模以上工业总产值114941万元，比上年同月增长23.7%。”

“就这样，中共中央政治局常委、中央书记处书记、国家副主席习近平不久前来小河视察时，还一再强调，要加快项目落地、加速项目投产，确保完成上半年经济社会发展各项目标任务。”说这话时，他挠了挠头。

“小河这边，从没有拉闸限电?”

“没有。”他答得斩钉截铁。

趋近的电荒

走进中电投贵州金元集团气派的迎宾大厅，映入眼帘的是“2011年金元集团员工摄影展”的巨大条幅和一幅幅被装裱一新的摄影作品。

不出意料，在记者表明来意，想要了解一下金元集团各大电厂运行情况之后，就吃到了闭门羹。

此时，贵州省经信委副主任李保芳，正在紧急赶往金元集团下属纳雍电厂的路上。据悉，这座装机容量达到240万千瓦，在贵州居首位的电厂即将没有存煤了，已经有90万千瓦的机组停检。

“目前，贵州的电煤非常紧张，全省17座火电厂，有2座已经停工了。”贵州省经信委的一位负责人，拿出一份近期全省火电厂电煤情况日报表递给记者。

“你看，目前全省火电装机容量是1834万千瓦，其中只有1425.5万千瓦在运行，有408.5万千瓦在停检。剩下15家仍在运行的火电厂，有9家存煤已不足3天，特别是占全省火电装机1/3的金元集团，下属的6家电厂，有5家存煤都仅剩1天。这是贵州，前所未遇的情形。”他不无担忧地说。

“省里面，有什么部署么?”

“有啊，要不然你也不会见不到李主任，他这些日子都在下面督煤，可忙了。”

“4月27日，孙国强副省长就曾组织召开了贵州各大电厂的会员大会，强调煤矿要保证电力，并传达了省里面的具体措施。你看看这个。”

这是一份贵州省人民政府办公厅下发，标题为《进一步加强电网调度工作的通知》的文件。具体内容为：贵州省各煤矿要在迎峰度夏期间，保证对电厂的供煤，且每吨原煤价格控制在400元左右，不得擅自抬高价格;贵州省各火电厂要保证7天的存煤，少一天罚款100万元;各火电厂要积极发电，不得擅自停机检修，一经发现，将吊销资格。

一段急促的电话铃声，打断了我们的谈话，她不得不去应付手头的工作，记者也准备去其他发电企业转转。

还没迈进国电贵州公司的大门，就已听见高昂的红歌声。偌大的几间办公室，竟空无一人。

在走廊尽头，有一间办公室，门虚掩着，里面的人一直在打电话，听声音很急切。记者冒昧地推开了门，等他打完电话，向他表明来意。

寒暄过后，记者把话题引到了电煤供应上来，而他总算是打开了话匣子。

后来，记者才知道，接受采访的人，是国电集团贵州公司负责电力生产的资深人士。

“主要是，煤出了问题。”他点了根烟，掰着手指对记者讲。

“第一，省内外的价差。贵州的煤比较便宜，在市场经济下，卖到省外比卖给省内一吨要多好几百块，谁不愿意卖个高价。第二，总量下降，相互竞争。随着国家搞煤矿整合，一些小煤矿被国有大矿兼并重组，自然产量就下来。贵州总计关停了2000万吨小煤矿的产能，2010年全省产煤1.5亿吨，而今年到5月份产煤5540万吨，才是去年的1/3。与此同时，各大电厂为了买煤，斗得也很激烈，无形中又把煤价抬高了。第三，区域性不平衡。贵州主要产煤地在六盘水，那边的坑口电厂拿煤有优势，而其他电厂就没这么方便了。”

“据我们了解，省里最近刚下了文件，确保电煤供应。”

“上有政策，下有对策。在电煤领域，电厂总是处在弱势。记者再给你讲讲今年煤的情况，刚才说了，煤的产量下来了，同时，煤的价格却在一路飙升，相比去年同期，上涨了100元/吨。而更为重要的是，煤的质量也在大幅下降。政府是规定了400元/吨的价格，可它没规定煤的质量啊，本来燃烧值应该在5500大卡的煤，就被换成了4000大卡甚至更低的煤。这些掺了很多杂质的煤，又增加了我们电厂质检的费用，一来一回，等于没降价。”

“现在，电厂是怎么应对的?”

“普遍存在三种状态，第一，出工不出力。因为，每发一度电就要亏2.5至3分钱。第二，以煤定电。也就是说，电厂有多少存煤，就发多少电。第三，不能实现高效率工作。就是电厂不能满发，甚至找借口，将一部分机组停检。”他毫无保留地对记者坦白。

“那么说，电荒离贵州，并没有很遥远?”

“没错，如果上述问题，不尽快解决，别说是往外省送电了，本省供电都很难保。”他很是担忧。

将临的电荒

“今年1至5月份，全靠我们水电支持着，不然，贵州早就缺电了。”贵州省黔源电力办公室主任向异说这话时，略显激动。

“是么?”

“原先贵州水电和火电的比例是3：7，今年水电达到了40%，主要是因为去年水库存水比较多。这样一来，我们也算是扭亏为盈。拿我们黔源电力来说吧，去年亏损3亿多，今年一季度盈利就已经超过2000万元。”

“看来，今年贵州不会缺电了。”

“错了。昨天我们的存水只够发8000万度电了，按照平均每天发2000多万度，最多也就再发3天。如果到时候，还没来水，情况就危险了。”他强调。

就在这段采访后一天，南网总调就紧急发布了贵州电网水电枯水红色预警。

即将返回北京的当天，记者终于联系到了贵州一家电厂的负责人，也可以近距离接触到“电荒”的内核。

“上个月，我们厂亏了1000万。”一身工装的他，开口就向记者道出了难处。

“眼下，我们根本买不起煤，去年收煤一吨要450元，今年就涨到550~600元每吨。不给煤矿现金，他们就不给煤，而银行又不给我们贷款，厂子的资金链眼看就要断了。”

“国家不是已经上调上网电价2分钱了么，还那么吃紧?”

“跟你讲，现在我们发一度电，平均亏4分钱。而我们盈利也就在2分钱的边际利润。因此，即使上调了电价，我们还亏2分钱。”

“现在，电厂的运行情况如何?”

“我们有两台机组，现在一台已经被迫停工了。”

“是买不到煤，还是厂子不想买?”

“确实买不到。”

“真的?”

“现在，贵州省内国有煤矿和地方煤矿各占一半，想从地方矿买到便宜煤，根本不可能。国有大矿基于社会责任，还是会供给我们一些煤，可是质量就很难保证了。它们的好煤都卖到外省去了，给我们的都是一些燃烧值不足3500大卡的劣质煤。我们也没有办法，只有一条，有煤就行。”

“电荒，有可能在贵州出现吗?”

“缺电将来肯定会有的，不仅西电东送会降低，贵州的工业用电，也会出现缺口。”

“多远的将来?”

“弄不好，就是今年。”

“对不起，我得去火车站，监督运煤了，去晚了，煤就可能被别人截走了。”他结束了我们的对话。

此时，时针正指向正午一点。

电厂：无法推卸的“压力测试”

5月16日，20多位火电厂的老总，聚集在上海市电力公司一间会议室中，召开二季度购电合同的签约仪式。会后，老总们没有多作交谈，匆匆离去。

他们的忙碌事出有因。往年春夏之交是发电的淡季，而今年，华东地区遭遇淡季严重缺电，电厂3～4月的发电平均值已高于去年最高峰时的平均值，加之越来越贵的发电成本，很多电厂已陷入资金周转不灵和发电压力骤增的困境。

让电厂最为担心的是，华东地区的酷暑季节即将到来，根据以往的经验，就算在煤电价格较平稳、电厂设备检修正常的情况下，设备出现故障也有可能发生，而种种压力无异让发电厂悬崖上跳舞。无论规模大小、不分技术高低，华东电厂都在经历一场前所未有的压力测试。

电煤：涨了又涨

海运是华东地区电厂获取煤炭的主要渠道。浙江、上海等地电厂的煤炭，无一例外地都是由各自燃料公司采购后用船运至电厂的。大宗购买的煤炭价格本可以更便宜，但随着国内市场煤标煤单价最高已经超过千元， 统一购买的价格优势不再明显。

北仑电厂的副总经理吕一农给我们算了一笔账：“如果算吨煤价格上升40元，发106亿千瓦时电需要原煤400多万吨的话，电厂要多花1.6多亿元钱去买煤。”而和去年相比，华东地区电煤每吨已至少涨价100元。

价格优势的丧失还源自难以兑现的计划煤。此前，背靠国家政策，计划煤兑现率较高，尽管需要购买一些市场煤， 但电厂并不为购煤而过于苦恼。“但现在，计划内的煤炭只能解决一半，能达到60%～70%左右就已经很不错了。”上海某电厂的老总向记者抱怨，“剩下的，我们只能到处去买。”

另一个让电厂挠头的问题是市场煤质差。“现在都是电厂适应电煤。”玉环电厂副厂长李法众给记者举例，“我们对电煤的热值要求是550 0大卡。但去年，所购买煤的平均热值只有5010大卡。只有10% 能达到5500大卡的要求。”

玉环电厂拥有4台百万千瓦超超临界机组，技术优势使玉环在2 010年发电234.4亿千瓦时，节约标准煤84.41万吨，降低成本3.47亿元。“如果是平均的电煤消耗，我们肯定亏损。”李法众说。而目前， 全国拥有这样机组仅有20台左右。

于是，国内煤价的提高成为让电厂海外寻煤的驱动力。早在几年前，因为看中了国外煤相对低廉的价格和较高的质量， 华东多家电厂开始从俄罗斯、印尼、澳大利亚和越南买煤。

“印尼地震、澳大利亚洪灾和日本核泄漏后，煤炭产地受灾、周边国家关停或者检修核电，一下提高了周边国家对煤炭的需求。”几位电厂老总无一例外地认定， 在国外煤越来越难买的当下，电厂只能把目光放回国内越来越贵的市场煤上。

成本：压了又压

“我们开会的时候，有人说，如果西方的电厂在当前这种情况下继续发电，老总不是抓起来判刑，就是被送去精神病院。为什么?因为他不顾股东和员工的利益，没有效益也在发电!”说这话的时候， 这位业内人士满脸严肃和焦急。

早在2010年，华东多家发电厂的利润就因火电的亏损受到影响。但对于继续发电，多数老总的态度很明确。“我们亏是亏，但是我们还是有边际收益的。如果不发电，员工连工资都发不出来了。一旦没有边际收益，不能买煤，我们肯定连电都不能发了。”

高煤价和长时间满负荷运行不得不让企业降低成本。电厂通过加强管理、挖潜力、降煤耗，甚至进行专门的科研工作来抗压。但压低成本的后果是，“电厂职工的心态发生了变化，跳槽的不在少数。” 一位电厂老总说。

更严重的是，很多电厂因为没有边际利润，银行不发放贷款，导致电厂资金链断裂，无力买煤，电厂无法发电。“据我了解，一些发电集团已经被迫关闭了没有边际利润的电厂。”

检修：推了又推

5月13日，在北仑电厂的专用煤码头。煤从正停靠在码头的大型货轮上卸下，通过几百米长的输煤栈道，送往已经满负荷运行多日的机组。

“今年1～4月份，我们共发了106亿度电。作为国有企业，在任何情况下，都要确保机组安全发电，这是我们职责所在。”吕一农说。

平均每天吃掉两船煤的玉环电厂最担心设备的安全。往年的3～4月份都是发电淡季，也是电厂检修机组的最好时机，但今年的检修计划却因满负荷发电而一推再推。

“3号机组原计划安排在4月中旬检修，后来推到4月底，最后推到了5月23日。这基本都到了迎峰度夏的时候。”李法众说，“玉环一共有4台机组，每台机组配有6 台磨煤机，以前总有4台磨煤机可以休息， 但现在，只有所有的磨煤机全部使用，才能保证发电量。”

长时间运转最大的问题就是导致设备无法正常检修，同时，脱硫石膏的用量和石灰石的用量都大大提高。“如果锅炉这样的设备长期磨损，就必须进行强迫性停机。但如果玉环一停，浙江统调电量的12.8%就没有了。”李法众表示，虽然成本被压到最低，机器顾不上检修，但该发的电还是要发。

正因如此，大厂反而比小厂承受了更大且无法推卸的压力。

煤价高、电荒来袭，仅是电厂面临的这场压力测试的表层原因，而根源究竟在哪里?

一位业内人士认为根源在于：“用电的地方不让建机组，不用电的地方却在大建机组。中国装机容量已经超过9亿千瓦了，如果全国的发电机都发，这个发电量是让全国都不缺电的。问题在于，这几年，我们的机组都建在内蒙古、新疆，戈壁滩的电送不出来啊!”

这也许并非唯一的原因，但至少有两点可以肯定：一是目前能源结构布局规划的不合理，二是长距离电力输送建设不到位，这导致了电量总量够，但时间、地域分配不均匀，也让电厂也陷入越发电越亏的漩涡中。当电厂利润减少，直到资金链断裂，发电积极性必然降低，亦使电力供应紧张的局面更加恶化。因此，压低成本运行只能解一时之困，调整电力布局和出台煤炭价格政策，才让电厂从这场压力测试中抽身。

甘肃：绿电外送的样本

甘肃是中国的地理中心，也是西电东送的枢纽。

对于甘肃的评价，有一个段子可以说明一切：

甘肃没啥河，就一条黄河。

甘肃没啥路，就一条丝绸之路。

甘肃没啥吃的，就一碗牛肉面。

甘肃没啥古迹，就一处莫高窟。

甘肃历史不太长，就从伏羲、女娲算起吧

……

就绿色电力外送而言，单论装机容量，甘肃虽称不上首位，但拥有国内乃至全球首个千万千瓦级风电基地、单点接入417万千瓦装机容量，同时也是世界上高效利用太阳能资源的最佳地区之一，在华东、华中、华南地区缺电背景下，其对当下及未来的示范价值堪称重大。因为从某种程度上说，只有解决了可再生能源发电的外送和消纳问题，大范围配置能源资源才更具有长远价值，就此而言，甘肃作为能源输出大省的样本，其经验甚至关乎中国能源战略的未来。

夏日炙烤来临之前，甘肃电力供需形势如何?作为西电东送棋局的关键一子，在其他地区缺电时，解决了多少负荷，是否存在窝电现象?“伤不起”的可再生能源发挥了多大作用，未来能否指得上、送得出并发挥更大作用?对于备受推崇的“风”“光”发电，应该建立什么样的市场消纳机制，是否应该坚持不送火电也送风电……带着这些问题，本刊记者奔赴甘肃采访求证，力图还原甘肃能源输出超级样本的面目和价值，解开公众对于绿色电力外送的疑惑。

指得上的“电力粮仓”

陈振寰虽不像缺电各省的调度同行那样，每日为电煤库存而忧心忡忡，但也不敢掉以轻心。毕竟，与去年平均十七八天的存煤相比，今年仅10天的存煤只能说是有了基本保障。

虽然这一数字已经比华东甚至同在西北地区的陕西、宁夏好了很多，但作为甘肃省电力公司调度中心调度运行处处长的陈振寰，对即将到来的迎峰度夏形势仍不乐观。6月13日，他对《能源评论》道出了自己的判断，“甘肃发用电形势总体不错。目前全省装机容量超过2400万千瓦，最大负荷1100万千瓦左右，我们预测最高不会超过1170万千瓦。当然前提是电煤能够保障供应，总体上发电就能够满足需求，而且略有盈余。另外，甘肃用电主要是高耗能行业比如电解铝、硅铁等，随着最近高耗能用电加价政策的推出，后期形势存在不确定性。”

联合国工业发展组织国际太阳能中心主任、甘肃省自然能源研究所所长喜文华一语点出甘肃能源利用的“症结”：“甘肃是全国老工业基地之一，由于以能源原材料为主的重型工业结构，经济发展对能源和资源的依赖程度较大。而随着经济社会的快速发展和工业化进程的加快推进，全省面临的资源和环境问题也日益突出。”

作为中国“电力粮仓”的重要一员，甘肃在我国能源战略中的作用日益突出。今年1到5月，甘肃省电力公司组织外送电量60亿千瓦时，相当于输送211万吨标准煤，其中，风电电量已突破24亿千瓦时。

有消息称，5月初，国务院办公厅已下发关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见，要求充分发挥兰州等中心城市辐射带动作用，积极打造陇东、河西两大能源基地，构建新能源开发利用示范区，形成甘肃东西两翼齐飞的经济增长新格局。

此前，甘肃省就提出了打造西部能源大省、再造“陆上三峡”的部署，以河西地区风能、太阳能等新能源与可再生能源资源开发为重点，将河西建成我国重要的特大型新能源基地。以陇东地区煤炭资源开发为重点，建设亿吨级煤炭、千万千瓦级煤电，打造陇东南煤电基地，最终实现陇煤外运和陇电东送。

甘肃全省煤炭预测储量为1428亿吨，已探明125亿吨，保有资源储量120亿吨。从区域分布看，陇东地区煤炭资源丰富，占全省预测煤炭资源储量的96%。集中分布于庆阳、华亭、靖远和窑街等矿区，包括核桃峪煤矿1200万吨/年、甜水堡煤矿30万吨/年、甜水堡南煤矿240万吨/年、刘园子煤矿90万吨/年、马福川煤矿500万吨/年，毛家川煤矿500万吨/年、新庄煤矿800万吨/年、罗川煤矿90万吨/年等8个煤矿，预计总能力达3450万吨/年。到2015年，陇东地区每年新增煤炭生产能力将达4000万吨以上，煤炭年产量达到6000万吨以上。

充足的煤炭供应，保证了甘肃今年用电形势的平稳。据陈振寰介绍，由于电煤(尤其是新疆煤炭)价格较低，甘肃火电厂积极储煤，未出现因缺煤停机的情况。

“风”“光”的急先锋

作为重要的能源输出省，甘肃之所以引人瞩目，更多的是因其近年来迅速发展的可再生能源尤其是风能和太阳能，正是取之不尽、用之不竭的“风”和“光”吸引了众多目光和资金。

甘肃风能资源总储量2.37亿千瓦，技术可开发量4000万千瓦左右。风力资源居全国第5位，主要集中在河西走廊和省内部分山口地区，河西的瓜州素有“世界风库”之称。甘肃是我国太阳能最为丰富的三个区域之一，河西西部、甘南西南部是我国太阳能资源最丰富的地区，按现有利用水平测算，可开发资源量约为520万吨标准煤/年。

“实现我国“十二五”期间非化石能源在一次能源消费比例中的比重达到11.4%、2020年达到15%的目标，风电将担起更多的责任。”国家发改委能源研究所副所长、中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会主任委员李俊峰说。

“入夏伊始，‘电荒’问题再次引起各方关注，但同时，西部风能资源却未能充分施展拳脚，因此，接下来首先要解决的仍然是可再生能源并网问题。”,绿色和平气候和能源项目主任李昂如此表示。

喜文华认为，有着得天独厚条件的甘肃，在这场新能源革命中已经充当“急先锋”。不见火烟，就可以烧水做饭，已经为当地人民日常生活带来很多方便，在满足自身经济社会发展的情况下，完全可以通过加大开发力度，逐步纳入到国家“一盘棋”中，为全国经济社会发展贡献“光”和“热”。

实际上，甘肃风电并网容量至5月底达到417万千瓦，至6月底预计吊装560万千瓦。5月份发电量达5.4亿千瓦时，同比增长279.33%，前5个月累计发电量达30.24亿千瓦时。4月10日当天，风电出力达到256万千瓦，占当日负荷29.89%，发电量为5519万千瓦时，总当日用电量24.51%。

“得阳光者得发展，得阳光者得未来，已经成为势不可挡的潮流。”与风电发展一样，光伏产业在甘肃的“战略布局”也已经展开，继全国最大的太阳能光伏并网荒漠电站——敦煌10兆瓦光伏并网电站特许项目启动后，一批重大光伏电站项目也在谋划之中。就在记者采访期间，6月13日，国内最大的100兆瓦光伏并网项目在敦煌举行奠基仪式。

风电“不能再往前冲了”

甘肃风电发展最值得自豪的就是规模，但可谓败也规模、成也规模，今年以来，也是因大规模集中接入引发的数次事故而备受关注。

酒泉是我国首个开工建设的千万千瓦风电基地，在同一点接入417万千瓦的装机容量，在全世界都是绝无仅有的，因此发生大规模集中脱网的概率高、影响大，而正是这一大规模集中接入带来了今年以来的数次风机脱网事故。

“不能再往前冲了，必须停下来思考!我是经历过大炼钢铁的人，不能让风电，也不能让风机制造再走‘大跃进’的路了。”中国工程院院士倪维斗的话语掷地有声。

此前，甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤就曾公开发表《酒泉千万千瓦风电基地送出及消纳问题研究与探讨》一文。汪宁渤认为，事故的直接原因就是集中大规模并网过程中基建施工、风电机组等技术问题，间接原因就在于技术标准、基础管理、制造企业创新能力、并网管理规范不健全。反映的深层次原因就是中国风电发展模式与欧美等分散接入的模式截然不同，因而亟待形成有中国特色的风电发展模式与机制体制。

据统计，截至今年5月底，酒泉风电基地风电场累计发生各类事故53次，除一次事故外，其他事故均是风电场事故影响电网，脱网风电机组超过100台。“2.24”以来发生的3次严重事故分别甩风电出力84万千瓦、100.6万千瓦和153.5万千瓦，直接威胁到电力系统安全稳定运行。

陈振寰认为，普通公众不了解风电脱网的真正后果，“甩掉风电机组并不可怕，可怕的是摆动和由此造成的电压波动，会带来大面积停电甚至是全黑的严重后果，由于风机故障造成电网故障，我们就无法承受了。”

直接的解决思路就是，要求风电在安全的前提下有序上网，目前讨论中的《风电调度管理办法》《风电购售电合同》《并网调度协议》均要求风电必须达到一定标准——低电压穿越达到20%电压跌落时可承受625毫秒，2秒钟电压恢复到额定电压90%。

在汪宁渤看来，规模化可以在一定程度上解决问题，即当风电规模达到一定程度后，由于风机自身具有长时间相关性，短时间互补性，可以使出力曲线平滑，因此当风电装机容量达到一定规模后，火电比例可以降低;当电网足够坚强，大电网综合调节可以降低直接匹配火电比例。

盼得上的通道建设

“⋯⋯炀帝巡行盛事，玄奘西游胜迹，万里织丝绸。蓊郁左公柳，戈壁涣汀州。”

—水调歌头•张掖

古代的丝绸之路曾经极大促进了东西方文化交流，而今，甘肃的能源外送通道也在大范围配置能源资源方面，尤其是应对“电荒”时发挥了不可替代的作用。

“十一五”期间，西北与中东部地区相联的电力特高压外送通道正式启动建设，随着新疆至内地首条“电力高速公路”——新疆与西北电网750千伏联网工程的开通，中国最大的电力“粮仓”开始外送。

甘肃省电力公司发展策划部规划处处长杨德洲告诉《能源评论》，“十二五”期间，甘肃至湖南、甘肃至江西2条特高压直流外送工程将建成。4月11日，甘肃、湖南两省在长沙举行两地经济社会发展交流会，甘肃省副省长石军与湖南省副省长于来山签署了《甘肃湖南两省送电框架协议》。预计2013年，甘肃到湖南±800千伏特高压直流输电工程单极投运，输送容量375万千瓦，2015年双极投运，输送容量750万千瓦。

甘肃省电力公司总经理尹正民介绍说，规划中的甘肃至湖南±800千伏特

甘肃省电力公司总经理尹正民介绍说，规划中的甘肃至湖南±800千伏特高压直流输电工程全程2400公里，仅在甘肃境内就有1460公里，这将是甘肃电网多年来规模最大、线路最长、投资最多、环境最为复杂的输变电工程。

实际上，地方政府对于电力外送的态度也比较复杂。甘肃省副省长石军曾在最近的一次会议上表态，积极支持外送电力，但希望调整外送电价。6月14日，《能源评论》记者就甘肃电力外送通道建设话题，致电甘肃省发改委、能源局等主管部门，发改委办公室的一名官员婉拒了记者的采访，并称目前已经进入实际操作阶段，很多事情需要国家发改委协调，因此不便透露更多情况。能源局副局长孟开也对记者表示，推进过程会有很多具体事务需要协调，相关企业会更了解，能源局作为主管部门，不便发表更多评论。

杨德洲对于未来电力外送形势的判断是，市场空间取决于是否按照市场交易规则操作，即使东部有市场、西部有电力，也要保证多方的利益才能完成交易。比如特高压直流输电沿途要经过不少省份，对于经过的地区可以考虑出台一些补贴政策，以照顾当地的利益、调动各方积极性，否则可能会影响工程进度。

形成风电消纳机制最迫切

在汪宁渤看来，对甘肃而言，当下最迫切的就是解决市场外送能力问题，但消纳的前提是价格要便宜，至少要低于接受端本地上网电价。

如今的风电并网难，已经由当初单一的接入限制发展为审批接入、限电及市场制约多层次的问题。汪宁渤认为，目前的消纳只能在区域市场谈，毕竟全国没有形成统一市场，硬件条件还没有实现想输送到哪里都可以的程度，体制机制也不支持在所有市场大范围配置。

陈振寰的观点是“风电外送以交易形式进行时，矛盾被外送掩盖。如果全部实行省内平衡，就会挤占火电出力，一旦外送风电减小，火电利用小时数就会下降。在目前缺乏调峰调频火电补偿机制的情况下，风电上网越多，就越会加剧火电企业亏损。”

在大规模集中接入发展模式下，即使有地区消纳，远距离、大容量输送也还存在技术、体制机制、政策和管理上的一系列问题。如何建立合适的机制，既能保证全国电力供应，又能照顾西部地区、途经地区发展，实现和谐发展?

根本出路是转变发展方式，真正将环境损害机制纳入经济发展的约束条件。喜文华建议，“十二五”期间有关方面要加大配套火电、水电、核电、太阳能发电等电站建设力度，提高配套电网的外送能力和智能化管理水平。他认为，应该由政府出面，加大力度对相关领域存在的问题进行研究，要着力形成产业靠企业、技术靠研发的良好局面。

需要强有力的政策来保障可再生能源的利用率，逐渐成为业界的共识，这一政策应该是系统考虑整个行业包括电源、输送和使用等各个环节。

电网可以解决风电上网问题，却不能解决市场的消纳问题。汪宁渤认为：“目前我国风电规划主要关注资源条件，对风电消纳市场的研究没有足够重视。”，欧美等国则是从系统角度考虑，对发电、输电和用户环节都有激励机制，包括投资补贴、税收补贴、发电补贴、输电补贴及用电激励等，既增强了风电的价格竞争力，又调动了电网和用户的积极性。“基于可再生能源配额制的绿色电力系统在欧洲取得成功的经验表明，以配额制为基础的绿色电力市场相对于强制购电政策(固定电价制度)具有一定的优越性，更能促进风电的良性发展。”

可喜的是，国家相关部门已经着手研究可再生能源配额制问题，由国家发改委起草的《可再生能源发电配额指标管理办法》和由财政部起草的《可再生能源发展基金管理办法》也在讨论中。

从国外的经验看，配额制政策用法律手段为可再生能源与化石能源创造了一种公平的市场，不同能源企业靠绿色证书交易体系公平承担了对环境保护的义务，但是，只有当对用户侧的激励手段开始时，才会创造需求，进而打开绿色电力市场的大门。

当绿电市场消纳问题解决之日到来时，中国的能源结构才有可能真正得以改善，山青水绿、蓝天白云的美好环境才有可能成为常态。安徒生童话《风的故事》所描述的场景将与你我做伴：“当风儿在草上吹过去的时候，田野就像一湖水，泛起片片涟漪。当风在麦苗上扫过去的时候，田野就像一片海，掀起层层浪花，这叫做风的舞蹈……”

黑龙江：被动的送端

从哈尔滨出发，火车沿着东北方向的铁路行驶。除了不时出现的房屋，视线所及之处多是树林和农田。6月10日，在经过10多个小时的颠簸后，记者来到了黑龙江东部产煤区的一个城市。就像东北其他因煤而生的城市，这里的风景除了绵延天际的肥沃黑土，更多的是一个个黑色的煤堆。

从1897年开采黑河西岗子矿井开始，黑龙江一直被视为全国重要的产煤地。2010年，黑龙江煤炭产量虽已退居全国第九，但220亿吨的保有储量仍让它稳坐煤炭大省的交椅。

在2005年公布的《东北地区电力工业中长期发展规划》中，“黑龙江省东部煤电基地的电力，将主要满足黑龙江省东中部地区的用电以及吉林和辽宁省部分用电的需要，”并通过建立“鹤岗、双鸭山等大型坑口电厂”，向“负荷中心输送电力”，保证在东北地区基本平衡。

2005年至2007年，黑龙江电力平衡得近乎完美。黑龙江省送出电量53.18亿千瓦时，同比增长112%，省内电力仅略有盈余。

但问题出现在2008年，本省外送电量逐渐减少、富余电量相应增加。2010年年底，黑龙江电力盈余在300万千瓦以上。

从平衡到窝电，黑龙江电力的症结在哪里?

被增加的装机

黑龙江的发电机组增速究竟怎样?很多被访者听到这个问题的第一反应都是：“确实快!”

不仅是火电，风能、生物质能这些在近几年才火起来的能源，也在黑龙江广阔的区域内相继上马。

黑龙江政府的一位官员向记者展示了一组数据：2005年，黑龙江省总装机容量是1150万，而到了2010年，装机是2004.5万，提高了近74%，而2005年全社会用电量是555.85万千瓦时，2010年，用电量747.8亿千瓦时，提高只有不到34%。

“建设速度过快，落地多，所以供需矛盾突出。” 一位能源行业人士解释说。

在很多能源业人士看来，这源于电力体制改革后出现的跑马圈地。“电厂一下变成五家，势必会造成竞争。在市场经济的环境下，只有越来越强，才不至于被淘汰，所以大家都在扩大规模，新建机组。”

此外，电厂项目可以解决地方GDP和就业问题，地方政府必然和电厂一样，希望在黑龙江这个能源富集的地方铆足劲大干一场。

然而，装机虽多，实际发电的却不多。

陈增生，华电哈尔滨第三电厂厂长。说到机组出力情况时，他急得用手不停敲着桌子，“我们也想满发，电网的调度中心也希望各个电厂满发，但一方面煤炭价格节节攀升、另一方面上网电价一直不调。我们不可能去买高价市场煤，这就限制了火电厂的出力。”2011年前5个月，哈三厂机组总体运行小时数仅1706.5小时。

哈三电厂只是黑龙江众多电厂的缩影。2010年，黑龙江各类装机总体运行小时数是4086小时，火电运行小时数4384小时，远低于全国平均的4660小时和5031小时。原材料价格压力，加上机组不能满发，无疑让发电企业脆弱的生存环境雪上加霜。

还有一个无法回避的问题。因为机组不能满发，直接导致黑龙江的上网电价一直得不到调节。国家规定，上网电价调节必须有两个条件，一是社会亏损面超过70%;二是利用小时数超过5000小时。

但只利用小时不够这一条，就已经把黑龙江挡在调整上网电价的大门之外。

很明显，因为机组利用小时数低，不符合国家的相关政策，导致上网电价无法调整。上网电价低、而成本不断走高，发电企业亏导致资金链断裂，无钱买煤。长此以往，机组利用小时数必然更低。这条奇怪的链条，正在黑龙江的各大电厂难以逆转地上演。

我们可以做一个设想，如果电厂遇到的这条奇怪链条消失，电厂出力提高，黑龙江的窝电可能将更加严峻。

被市场遗忘的农业大省

如果说，装机的增长可以预见，那么省内外电力消纳市场的黯淡，则是能源行业没有预料到的。

长期以来，东北电力系统一直是统一规划。能源主要分布在蒙东和黑龙江东部，负荷主要分布在沿哈大铁路沿线的中心城市。最重要的负荷中心在辽宁，它也一直是黑龙江电力最重要的消纳市场。

然而好景不长。“十一五”期间，辽宁和吉林两省大力发展热电联产和风电，原本趋紧的电力需求逐渐缓和。蒙东地区凭借自身褐煤储量丰富的优势，建设了一批大型坑口电厂。2010年9月，呼辽直流投产运营，蒙电东送几乎彻底解决了辽宁的以往负荷紧张。

资料显示，2008年，黑龙江送东北南两省的电量是72亿千瓦时，到2009年下降至52亿千瓦时，2010年仅送了40亿千瓦时。

送不出去的原因是价格竞争下失去了市场。“蒙东的煤价很低，上网电价便宜。我们南送的市场逐年缩小。”一位业内人士说。

让更多业内人士着急的是，农业大省的身份使电力负荷的增加缓慢。与南方发达的工业和制造业不同，黑龙江一直被定位成全国重要的产粮基地。截至2010年，黑龙江所拥有的总耕地面积和可开发的土地后备资源均占全国十分之一以上。

目前，黑龙江全省的高耗能产业数量仍然很少。“我们的水泥和钢铁，产量几乎不足需要的一半，需要到吉林和辽宁进货。”一位政府官员认为，这是保证农业安全的首要条件。但问题的关键是，第一产业的用电量占3～4%左右。“就算粮食产量达到2000亿斤，对用电量增长的贡献率也不太大。”

而与此同时，工业和制造业的慢速发展，更难以带动用电市场的增长。根据黑龙江统计局的数据，2011年1～4月份，全省第二产业用电增幅同比降低7.6个百分点。全国的数据则更说明问题：前4个月用电增长率12.4%，东北三省的平均增长率是10%，而黑龙江仅为5.74%。

被超估的消化能力

除了业已发生的窝电外，在地广人稀、天气寒冷的黑龙江，未来负荷和电力增长之间的错位可能加大窝电发生的概率。

“用电增幅的速度会加快!” 一位政府官员肯定地告诉记者，黑龙江已经确定要加快招商引资的力度。“因为黑龙江的特点是电的安全性、稳定性强，我们希望承接符合产业要求的非高耗能产业。从5月份的用电量看，产业转移已初见成效。”

但产业转移对未来用电增速起到多大的作用?打开黑龙江2011年4月26日公布的“工业项目建设三年攻坚战”计划，不难发现，黑龙江大力发展的产业包括新材料产业、生物产业、新能源装备制造产业、新型农机装备制造产业、交通运输装备制造产业、绿色食品产业、矿产钢铁产业、煤化石化产业、林产品加工产业和现代性服务业。

其中，除了矿产钢铁和装备制造业以外，其他几乎均属于低耗能、高产出的加工产业或者环保产业，对用电增长的贡献程度有限。

更何况，除了稳定的电源这一个条件，黑龙江并非企业期望中的最佳产业转移地。

“这些企业肯定更希望前往交通便利之处，以便完成海外贸易。而黑龙江地处北接俄罗斯荒凉的西伯利亚、东部也没有出海口，工厂还可能因为连续几个月冻土期无法开工。”长期在黑龙江生活的人对产业转移不抱十分乐观的态度，“除非有特别的政策支持。”

而几乎同时，黑龙江的火电、风电纷纷传出将继续增加装机规模的消息，每个领域的增幅听起来令人乍舌。

2010年，黑龙江火电装机1700万千瓦，水电95万千瓦，风电215万千瓦。“十二五”末，风能装机要达到1200万千瓦，火电装机要翻一番，至少要在大数上达到2000万千瓦。

黑龙江一位电力行业人士认为，如果不出意外，未来五年，黑龙江电力负荷的增长率在6～7%之间，而现在，五大发电集团、央企和民企都对能源开发表现出很高的兴趣，政府也非常希望发展清洁能源，多个大型风电装备产业基地已在筹划中。

力求发展的愿望无可厚非，但如何寻找市场消纳才是关键。当自身消纳能力有限时，国家不能及时提出系统可行的消纳战略扶持，黑龙江未来的窝电可能更甚。

被弱化的配套和规划

但真正让行业人士担心的是，黑龙江尚显羸弱的能源规划和配套建设。

以风电为例，2011年1～4月，黑龙江风能给累计运行小时数是786小时，同比去年降低14小时，弃风量达4.03 亿千瓦时，原因在于配套设施严重不到位。

“发展风能一定要在旁边建抽水蓄能电站，因为煤可以存着、水来了可以蓄起来，但风吹过就没有了，但是黑龙江一个抽水蓄能电站也没有。”黑龙江新能源开发有限公司生产部主任无奈又痛心，“从大的发展方向来看，多发展可再生能源是对的。如果没有配套措施，这么多风能浪费得太厉害。”

另一个让所有人都着急的问题是外送通道少 。这也是所有被访者最担心的事情。“截止2011年一季度，黑龙江东部的主要电力外送通道，几乎是24小时接近稳定限额运行。”

在黑龙江电力公司调度计划处处长杨滨看来，这种方式输送电力有限，而且“如果靠50万通道一级一级地送，损耗都会大得惊人。” 杨滨认为，黑龙江距离真正的用电市场太远，“如果说中国在地图上像一只公鸡，黑龙江的位置就处鸡头，要送电的话，希望向更远的地方送。”

杨滨还提出，电网输送的规划应该打破区域的概念，从全国的送端和末端进行考虑。“就像一个梯级，黑龙江多余电力送到华北，内蒙、西北的电力不要送到华北，而要向更远一些的河南、湖北送，也给我们这样的能源基地留出发挥作用的空间。”

但直到2011年6月底，黑龙江唯一一条长距离输电工程仍未获得批复。

作为能源基地和电力送端，黑龙江的角色和定位应该是主动的。而在市场缩小、外送受限的作用下，被动和纠结在黑龙江逐年显现。一方面，送端的布局倾向于风能。这尽管有利于产业发展，但难以预测的风电使调峰陷入被动;另一方面，没有长期、全面的政策支持，黑龙江面对消纳市场的丢失颇显被动。未来三年，大量吸纳产业转移、扩大自身用电市场是黑龙江政府寻求突破一个办法，同时，加强规划和建设通道是更为实际和长远的破解之道。

坑口“无煤”

在人们的常识中，“坑口电厂”是在煤的产地建设电站，就地进行能源转换，变输煤为输电。

从经济角度看，因为火力发电厂耗煤量非常大，如果电厂不设在煤矿附近，就必须依靠铁路、海运等途径运输燃料，而坑口煤可以帮助电厂降低因运输燃料而增加的成本。

然而当前，在多个产煤大省，本地所产的市场煤对于坑口电厂几乎没有采购优势，本地煤矿大量外送，坑口电厂因为用不起附近的煤，要到省外去采购煤。“坑口”二字已经失去了原有的意义。

而失去了意义仅是表象，其中的根源究竟在哪?

起因：一对老生常谈的矛盾

“坑口电厂都成坑人电厂了。”一家电厂负责煤炭采购的负责人说。

在这位工作人员看来，几年前，坑口电厂是“有效拉动当地经济发展、解决矿区煤炭外运困难、减轻煤炭外运给铁路造成压力的典范”。

变化出现在2004年，国家发改委在当年12月15日印发了《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，决定建立煤电价格联动机制，电煤价格全面放开。

此后，每年的“全国煤炭订货会”总会传出煤炭企业和电力企业的争执声。煤炭企业反复强调，希望按照市场规律为合同电煤定价。但在煤炭价格随市场变化，电价变动有限的情况下，电力企业多次呼吁，要保持合同电煤价格。

当面临这种争执，国家的政策大都倾向受控的电厂一方。2010年12月6日，国家发改委下发《2011年全国煤炭产运需衔接工作的通知》，指出2011年重点电煤合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。

然而，政策发挥的实际作用有限。2011年1～5月，多地电煤价格虽然没有上涨，但坑口电厂电煤重点合同兑现率偏低，本地区市场煤价格普遍过高，坑口电厂受成本所困，加之在本地煤源受限，于是开始从异地大量购煤。

黑龙江：不是买不到，而是用不起

在黑龙江东部电厂一些老人的工作记忆中，最辉煌的阶段停留在90年代的坑口电厂建立初期。那时，煤炭价格可控，附近煤矿执行着“当地产煤当地消化”的建设初衷。

2005年后，按照国家发改委“黑龙江省建设发电基地，变输煤为输电”的政策，大批坑口电站在黑龙江东部地区诞生，多数坑口电厂都使用了大容量、高参数、低能耗等技术。

然而近年来，“地方煤炭对坑口电厂煤炭供应少、煤价也居高不下。”黑龙江东部电厂的一位负责人说。在接受采访前一天，他还在为计划内煤炭热值达不到合同要求，厂矿热值差超过合同约定值的问题，与煤矿企业谈判至晚上10点多。

不仅是这位负责人，在黑龙江东部地区，不少电厂都在为电煤合同兑现率低和合同执行的公平性着急。另一位电厂负责人告诉记者，计划内电煤合同量仅占全省电厂需求量的22%左右，而且计划内重点电煤合同的兑现率逐年下降。以2010年的情况为例，黑龙江省计划内煤炭合同平均兑现率只有57%，远不能满足企业生产的需求。

2011年，黑龙江煤炭集团又将电煤计划量由2010年1500万吨减少740万吨。受此影响，很多电厂2011年计划煤合同量只有2010年的一半左右。

除了连年下降的合同电煤量和兑现率，本地区的高煤价是电厂选择离开坑口、外出寻煤的重要原因。

在黑龙江，热值在4100～5100大卡的市场煤价格为420～560元/吨。“这个价格，我们的成本无法接受，但如果从内蒙古购进褐煤，作为经济煤种掺烧，加上运费，价格大概在340元/吨左右。”一位坑口电厂负责燃料采购的负责人说。

为节省燃料成本，2010年，黑龙江很多东部电厂开始从蒙东采购褐煤。其中一家电厂的采购人员告诉记者：“今年虽然从内蒙古运煤的费用涨了一些，但总体仍然比采购本地煤经济。”

然而，外出寻煤并非一帆风顺。由于铁路运力得不到保障，一些电厂也考虑过汽车运输，但其成本比铁路运输成本高20多元/吨。目前，燃料成本已占发电总成本的70%以上，而运输价格也可能持续走高，很多电厂对未来不无担忧。

山西：“煤炭大佬”的尴尬

类似的情况发生在“煤炭大佬”山西。作为中国产煤第一大省，山西就像一个巨大的煤矿。省内电厂如同坑口电厂一样，它们本应比其他地区电厂更具“近水楼台”的优势，但也遭遇本地煤炭价格过高、合同煤兑现率低的情况。

事实上，2009～2010年，山西电厂曾遭遇一次煤荒，由于煤炭重组尚未完成，省内多家电厂因总体产量下降而缺煤停产。而2010年后半年，随着煤炭整合重组工作基本结束，山西煤产量反弹至7.41亿吨。2011年，山西省煤炭产量预计将达到7.8～8亿吨，这足以应付本省8730万吨的电煤年需求量。

然而，高价市场煤成为本地电厂购煤的阻力。在山西省东南部，由于多与河南、河北、山东等经济发达地区接壤，不仅没有省外低价煤可购，本地区煤炭亦大量外销，煤炭坑口价多在740～900元/吨。

但在与陕西、内蒙等地区接壤的西部和北部，煤炭坑口价仅在280～350元/吨标煤，就算加上运费150元左右，不仅在仍在山西省标杆电价的可承受范围内，而且每吨煤价比南部的便宜至少460～550元。

于是，大批电厂远赴几百公里外的地方寻煤。以山西南部的一个电厂为例，2011年1～4月，该公司煤炭入厂141.8万吨，而从西北部购入的煤占煤炭采购量的92.7%。

除了受高煤价困扰，近三年，晋东南地区电厂购买当地电煤的兑现率极低。

据了解，山西省太一、太二等中南部11家电厂，2011年1～3月份，山西省内重点合同铁路电煤到厂量为164万吨，年度兑现率12%，公路电煤到厂量为802万吨，年度兑现率28.16%。

眼下，南方电荒导致煤炭需求量大涨，加上国外煤价持续上涨，山西煤矿和国内其他地方的俨然成为各省份的“救火队”，大量煤炭被运往秦皇岛，一些本地电厂的兑现率更加没有了保障。

症结：错位的体制

无论是黑龙江还是山西，产煤地电厂难买煤的现实让人匪夷所思。

一方面，煤炭企业甘冒不履行电煤合同的风险，压低兑现率，降低兑现煤炭质量，并将产煤大量外送;另一方面，坑口电厂则宁可选择一千公里外的地方购煤，也不愿买近在咫尺却价格高昂的市场煤。在两者的舍近求远中，不该增加的成本增加了，不该耗费的运力耗费了，不该造成的污染也造成了。

而在坑口电站的定义中，煤炭企业当地生产、电力企业就地消化是经济、环保和节能的能源消费模式。当前，这种模式却在煤炭企业和电厂相悖而生，那症结在哪?

一个无法回避的问题是体制错位。煤炭企业、电力企业分别处于同一产业链的上、下游，但所处的市场条件截然不同。

煤炭企业近年来一直在竞争性较强的市场中，企业的宗旨就是通过市场渠道销售煤炭，以实现利润最大化;而由于发电关系国计民生，就算煤炭价格再高，电力企业在兼顾社会责任的要求下，绝不能因为煤价过高、成本增大而不完成预定的发电计划。同时，上网电价长期受到政府的严格管控，这限制了电力企业的购煤成本。

在矛盾的体制下，煤电生产每一个环节无不纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租等“剪不断、理还乱”的复杂关系。在多年的博弈中，“煤电体制错位”不仅已经严重地影响企业的生存，降低了经济的运行效率，甚至直接影响到整个社会的和谐与发展。

如果不能改变能源管理的体制机制，两类企业为了各自的生存和所担负的责任，必将继续这种奇怪的寻煤和售煤方式。而且，两者之间的矛盾还将愈演愈烈。

不可否认的是，当前政府的监管尚存诸多漏洞，这是坑口无煤出现的另一个原因。

目前，政府出台规范煤炭合同的行政命令不在少数。国家发改委早在2007年时就下发通知，强调各级煤炭行业管理部门要督促煤矿企业严格履行合同，及时协调解决合同履行过程中出现的问题。各煤矿企业煤炭合同综合兑现率不得低于90%。

通知屡发，但效果鲜现。最近的一次是2011年5月，国家发改委要求煤炭企业提高电煤兑现率，确保电煤供应。尽管它使电煤兑现率有所提高，但兑现煤炭质量差、热值严重不足等细节问题仍然没有获得很好的解决。

在市场千变万化的环境中，政府有时无法面面俱到，保证每一家煤炭企业完成兑现率并保证电煤质量。在目前的情况下，更有效的解决之道仍是充分细化监管政策，严格监督煤炭企业按时、按期、按量地完成合同煤兑现，让两类企业在煤电交易中都能获得保护。

十二五”能源规划的五大重点能源基地包，内蒙古独占两元。

但就在这样一个能源主战区，正遭遇着铁路运输运力严重不足、公路拥堵日趋严重、电力外送通道容量有限的尴尬境地。

内蒙古的“窝电”焦虑

“电荒”的日子不好过，“窝电”的日子也同样难熬。就在东部地区闹“电荒”之时，作为我国重要能源基地的内蒙古自治区却遭遇了有史以来最为严重的“窝电”之困。“电荒”袭来，内蒙的“窝电”问题浮出水面。为何“窝电”?又如何化解窝电之困?

能源基地的后发优势

6月9日，本刊记者来到了内蒙古自治区进行实地采访，首先约访了内蒙古电力公司总经理张福生。

“未来全国能源发展的后发优势就在这里。国家经济发展跨区平衡离不开内蒙古，这里是全国重要的能源基地。特别是内蒙古电力外送通道需要全社会的关注和全方位的支持，而且应该见到越快越好、立竿见影的效果。” 张福生开门见山。

如他所说，内蒙古的后发优势不能小觑，内蒙古作为国家重点能源基地的优势和潜力远未发挥。在国家“十二五”能源规划中提出的五大综合能源基地山西、鄂尔多斯(600295,股吧)盆地、蒙东、西南、新疆，内蒙古就占了蒙东和鄂尔多斯两大基地，独占两元的综合优势使内蒙古成为支撑国家能源战略的主力区域。

但就是这样一个主战区，目前正遭遇铁路运输运力严重不足、公路拥堵日趋严重、电力外送通道容量有限的尴尬境地。

国务院发展研究中心的一份调查报告显示，2009年内蒙古自治区煤炭外输总量约3.3亿吨，2010年煤炭外输总量4亿多吨。内蒙古煤炭主要依靠铁路和公路外运，其中，铁路煤炭外运主要经大包、大准、包神、神朔等支线集运后，通过大秦线和朔黄线下海，但铁路运力严重不足，无法满足内蒙古煤炭的外运需求，导致煤炭运输大量流向公路(在等量运输情况下，铁路和公路的能耗比为1：5左右，公路运煤能耗高且耗费的是优质燃油)，造成公路运输压力不断增大，并直接造成了京藏高速等主要干线公路严重拥堵、事故频发、形成影响面巨大的运输瓶颈。

过去从呼和浩特到北京开车差不多4个小时，现在很有可能被堵上一、二天，而现在内蒙古这边的航班也变得很紧俏，也需要提前三天买票。以前从呼和浩特往返北京的机票随时都可以买到。本刊记者在6月15日当天查询机票信息的时候，发现去往北京的很多航班机票已经售罄，能买到的也只剩下需要转机或在夜里起飞的航班。内蒙古现在除了铁路、公路、电力通道输送能力严重不足之外，又新增加了航路运输能力不足，这些都成为大家议论的热点。

能源外送需要通道，这样的处境让内蒙古国家级能源基地却有劲使不出来。在当前煤炭运输能力严重不足且运输方式极不科学、极不经济的情况下，内蒙古能源外送更需要依靠电力外送。

那是何原因导致内蒙的电“窝”在家里?

据国务院研究室的调研报告显示，2003年到2004年，沿海和内地遭遇‘电荒’，大量高载能企业看好内蒙古能源基地的资源优势，纷纷进入内蒙古投资办厂，内蒙古为了满足迁入企业的电力供应，鼓励中央发电企业到内蒙古兴建电厂，推进了内蒙古电力的高速发展。2006年以来，国家陆续出台限制高耗能产业发展的政策，蒙西地区相当部分拟建和在建的高耗能项目停工，已建成的耗电项目大量停产，当地电网失去大量负荷，导致内蒙古电力装机相对富裕。

“科学发展的战略必须全力推进，但是我国这么大，所有的产业政策一定要区别对待，一定要分类指导，能用在北京、上海、东南沿海的产业政策拿到内蒙古就不一定也适用，有可能完全不是一回事。沿海地区缺资源，而内蒙古资源丰富;沿海地区环境容量有限，而内蒙古环境容量潜力较大;内地发达地区煤价、电价高，而内蒙古不但最低，而且大部分都是用煤矸石等工业固废发电;内蒙古靠近东北、华北、华中地区，有明显的区位优势;更重要的是内蒙古民族团结、边疆稳定、社会和谐。从这些综合因素考虑，内蒙古是我国建设能源基地最具有优势的地区。”张福生继续说道。

随后，他向本刊记者介绍了具有当地特色的煤—电—聚氯乙烯树脂(PVC)产业链。PVC产品属于大宗化工基础原料，其用途十分广泛，广泛用于建筑领域和日常生活中。PVC的生产主要有两种工艺，一是石灰石法，也有人称之为“电石法”，主要生产原料是石灰石、煤炭和电力;二是乙烯法，主要原料是石油。而国内众多采用石油法生产PVC的厂家因石油价格太高而转产。在内蒙地区生产PVC的企业从开始就采用石灰石法，又有完整的产业配套，这些企业还有自备电厂，其电力生产主要是依托在坑口煤矿建循环流化床机组，烧劣质煤及工业固废，发电和用电成本很低。

“PVC产业链是内蒙古一个非常有特色的循环经济综合利用产业，而且更可喜的是有广阔的市场，但只是因为在深加工环节中，生产电石耗电较多，通常被错误的列为高耗能行业。但事实证明，PVC产品市场需求是刚性的，要么仍然用石油法生产，我国是贫油国，需要国家用外汇去进口原油。要么用石灰石法生产PVC，内蒙、宁夏、陕西等边远地区都有石灰石法生产PVC的资源优势。”张福生说。

据《2011年内蒙古电网负荷调查报告》显示：从2010年9月起，鄂尔多斯电力冶金公司有30万千瓦负荷列为政府节能减排第一批关停名单，停产的项目有电石、硅锰、结晶硅生产线。在呼和浩特的鑫川园区，7家高耗能企业于2010年11月份全部停产。在包头的石拐园区，从2010年7月份开始，所有不符合国家产业政策的电石和铁合金全部停产。

发电机组利用小时很低

为了全面了解蒙西电网“窝电”情况，6月10日，本刊记者来到内蒙古电力调度中心，调度员杨涛向记者介绍，就在当天的16时26分51秒时，蒙西电网各发电厂实际发电出力总和为2031万千瓦，其中包括风电出力99.8万千瓦;去除各发电厂的厂用负荷后，蒙西电网的供电负荷为1542.7万千瓦，这其中包含了蒙西电网向华北网送负荷348.8万千瓦，蒙西地区总负荷为1180.4万千瓦。

“今天刚好有一条送华北网的输电线路在检修，平时蒙西电网的2个网对网送华北的负荷在400万千瓦左右。现在并网的发电机组并不能满足满发满供，有很多火电机组冷备用已停机，运行的机组也只能带75%的负荷，因为在冬季的时候为了保证居民供热，所有供热机组已经多发了电。为了平衡各发电企业非供热机组的利益，现在要多给非供热机组一些计划发电量。”杨涛说。

据了解，目前蒙西电网总装机为4200万千瓦，其中风电730万千瓦。2008、2009年内蒙古全年的火电机组利用小时数还不到4000小时，2010年利用小时也仅为4100小时，预计今年有望在4500小时。今年的4月27日和5月5日蒙西电网风电上网电量占全网上网电量比例分别为23.1%和23.8%,达到甚至超过发达国家的领先水平，为我国可再生能源的发展进行了积极、有益的探索。

在调度中心，本刊记者了解到，那些仅有2台机组的发电厂，都处于1台机组停备状态，而另1台机组也只能带60%-70%的负荷。这种情况相当普遍，内蒙古窝电现象十分严重。

“现在机组负荷少得可怜，煤价却涨了不少，煤质还很差，对锅炉和辅机设备的损害很大，很多发电企业已经亏损了。2010年北方联合电力公司利润仅为1亿多元，其中主要利润来源是向华北电网“点对网”直送的托克托、岱海、上都电厂的利润，这些点对网的机组电量有保证，平均超过5600小时，而且上网电价要比蒙西电网的上网电价要高。”北方联合电力公司的一位高层说。

目前，蒙西电网上网电价为0.2879元/千瓦时，低于全国各省份，所以发电企业对煤价的承受力也相对较低。

记者从鄂尔多斯博源煤化工、乌兰煤矿了解到，5000大卡的电煤出厂价为330元/吨标煤。“2000年的时候，每吨煤才卖10块多钱，现在煤炭价格上涨比较快，主要还是市场需求拉动的。”一位煤老板对本刊记者说。

煤价不断上涨、运输成本不断提高，而电价调整有限、发电用煤大都是中煤和煤矸石等工业固废，再加上内蒙地区负荷增长十分有限，这些因素导致在内蒙的发电企业经营压力也越来越大。

而即使煤炭行业降低了成本、提高了生产率，但是煤炭需求旺盛，供求关系紧张的形势决定未来电煤价格仍难以下降。

电力外送市场在华中、华东

对于内蒙的发电企业来说，最迫切的愿望就是能多发电、少停机。目前，受500千伏输送能力和超高压电网经济输送距离制约，内蒙古电力无法实现更大规模外送，且无法将多余的电力配置到更远距离的市场。

“对于建设内蒙外送电力通道，国家电网公司非常积极，内蒙古政府非常积极。”张福生说。

“现在蒙西电网将近有700亿度电的富余，电送不出去，我们很着急，迫切希望能把通道尽快建起来，解决内蒙的窝电和全国各省缺电的困境。张福生非常焦急。

也正如张福生所言，未来全国能源发展的后发优势在内蒙古，作为国家综合性、战略性的能源基地，内蒙古能源输送应该是在全国范围内优化配置。按照国家计划，内蒙古电力外送的潜力非常大，全国电力最紧缺的是在华中、华东地区，内蒙古作为国家能源战略基地，应该发挥更大的资源配置作用。

对于如何规划内蒙古电力外送的问题，本刊记者从国家电网公司了解到，内蒙古距离我国电力负荷中心的华中、华东地区相对较远。其中，蒙西距华中、华东的距离为800～1500千米;锡盟距南京的距离约为1350千米。从电力输送的技术性、经济性衡量，建设500千伏输电线路已经不能满足蒙电外送的容量，况且电力通道资源也是有限的。要实现内蒙古更远距离、更大规模的电力外送，需要通过特高压来实现。

从输送容量考虑，一条同塔双回500千伏线路最大输电容量是200-300万千瓦，而一条同塔双回1000千伏的特高压输电线路能够输送900万-1000万千瓦的电力建设一条特高压线路相当于是同时建设了4-5条500千伏的输电线路，在输送相同功率的情况下，1000千伏线路可将最远送电距离延长3倍，而损耗只有500千伏线路的1/3左右。

根据国家电网公司规划，“十二五”期间内蒙古通过4条特高压交流和3条特高压直流向“三华”电网负荷中心送电，可新增送电能力6920万千瓦。分别是锡盟～南京(东纵)、乌兰察布～南昌(中纵)、蒙西～长沙(西纵：)、蒙西～潍坊(北横：)特高压交流，以及呼伦贝尔～山东、锡盟～江苏、蒙西～江苏±800千伏特高压直流。

规划实施后，可满足内蒙古蒙西和蒙东电网的煤电、风电“网对网”打捆外送需要，从根本上解决内蒙古能源电力外送问题。“这是国网公司为内蒙古规划的非常美好的宏伟蓝图，我们要全力支持国家电网，尽快变成现实。”张福生这样说。

最近，锡盟～南京的特高压项目已经拿到路条，正等待国家核准，本刊记者从国家电网公司了解到，工程今年下半年有望核准并开工建设，开工建设两年后便可以投运，届时将大大提高内蒙西部电网电力的外送能力，新增送电能力远不止几百万千瓦，而是几千万千瓦，预计2015年内蒙古电力外送能力将达到9360万千瓦。

这几年，国家电网公司通过建设新的输电线路，以及提高系统稳定性的技术改造，内蒙古电力外送能力也在逐步上升。

2005年内蒙电网的外送能力为790万千瓦，其中蒙西地区加“点对网”540万千瓦，蒙东电网250万千瓦;到2010年，内蒙古加上“点对网”的外送能力达到2440万千瓦，其中蒙西地区加“点对网”1390万千瓦，蒙东电网1050万千瓦。“十一五”期间，内蒙古新增电力外送能力为1650万千瓦，其中蒙西地区(包括“点对网”)850万千瓦，蒙东800万千瓦，总投资为191亿元。

尽管输电能力有了显著的提高，内蒙地区的用电负荷增长较慢，反而使内蒙的窝电不减反增，这也是张福生最为头痛的事情。“让内蒙的电给华北网多送一些，能多送一点儿是一点儿。特别是风电都接在蒙西电网内，如果能多送些，风电就能与火电打捆多送些。”张福生在接受本刊记者采访时说。

内蒙的电该往哪儿送?近期送华北电网来缓解内蒙古目前的“窝电”困境，并立足于全国更大规模的电力外送，这或许是张福生内心最为期待的。

那是否可以最大限度发挥通道输送能力，让内蒙古的电多给华北网送一些呢?本刊记者从国家电网公司了解到，为解决内蒙古窝电和风电的并网消纳问题，国家电网公司也采取了不少措施，提高华北电网后夜受入内蒙古电力的水平，一定程度上缓解了内蒙古的风电“弃风”问题。

从2009年12月22日开始至2011年3月，对蒙西电网调整了低谷送电方式，调整前接纳蒙西电力195万千瓦，调整后接纳蒙西电力260万千瓦，最大送到276万千瓦，累计增加接纳蒙西风电电量：37.6亿千瓦时。

但华北电网也基本上为纯火电系统，负荷峰谷差大，供热机组比重也较高。且华北电网内的河北和山东也规划建设千万千瓦级风电基地，消纳内蒙古风电的空间也十分有限。

作为全国最大的综合性、战略性能源基地，内蒙古的发展问题首先是能源输送的问题。能源、经济领域的很多专家认为：我国能源结构以煤为主，煤炭运输对于整体经济和能源问题的影响是多方面的，直接的是能源成本，间接的是能源效率。我国的经济可持续发展要求对能源和环境资源进行优化配置，需要解决煤炭运输问题。基本原则应该是坚持输煤输电并举，加快发展输电，鼓励在煤炭资源省份就地建设大型煤炭基地，提高煤电就地转化比例，通过输电解决煤炭运输瓶颈。内蒙古向外输煤还是输电，其实是什么运输方式成本最低的问题。由于煤炭运输瓶颈，在煤炭资源丰富的地区由电力企业或煤炭企业建大型煤电基地，实行一体化，长距离输电，应该是一个解决方案，也符合我国能源资源优化配置原则。

缺电：压倒企业的“最后一根稻草”

温州，中国民营企业的触角。2004年电荒时那张著名的“柴油机一条街”的拍摄地就在这里。

5月12日上午，林加带记者来到他的工厂后的一间20平米左右、弥漫着汽油味的平房，里面放着一台购于2004年缺电时期的柴油发电机。去年以来，这台发电机重新“焕发青春”。

林加是浙江温州一家精密仪器制造厂的老板，他的公司生产切割芯片所用的钻头和焊头。“如果机器忽然停下来，会影响钻头的精密度，还将严重损坏300多万元的设备。”所以，只要一听到要限电，林老板就要提前打开这台购置于2004年的“宝贝”柴油发电机，对于企业，它就像过冬的粮食，保证机器的持续运转。

即使有柴油发电作为后备，他仍感到压力，而且柴油供不应求，批零价格倒挂，“我们真是用不起!”

林加的寥寥几言也是浙江多数企业眼下最大的担忧。为了按期完成订单，保证信誉，企业承受着柴油发电的昂贵成本。但电荒导致开工受阻，订单到期无法兑现，这已给民营企业带来种种痛楚。

成本太贵

现在，温州企业无论大小，都要不时求助于柴油，但老板们深知，柴油发电最不经济。

众泰集团温州工业园的副总经理给我们算了一笔帐，“大量采购柴油需要7.6元一升。一个月的电费是230万元。如果用柴油，需要增加到300多万。而这300万只是买柴油成本，土地成本、柴油机维护的成本、电工成本、污染成本我们都没有算进去。”

而且，政府不允许企业囤积柴油。“只能灌满发电机自备的油罐，基本上每天都要买。”这位副总不无担忧说。

柴油发电的另一个问题就是不稳定、不可控。对于众泰这样较大的企业，可以通过电工的操作多少缓解发电不稳定的问题。但小企业谈到柴油发电质量的时候就很激动，因为不稳定的电直接影响到产品的质量。

“如果老停电，企业很快就要垮。所以，我们倾向用电网的电。就算贵一些，但是因为稳定，我们愿意买。”林加说。

但“随行就市”态度可能并不为所有的企业接受。“近些年，浙江民企生产压力本身很大，利润水平已经直线下降。在这种情况下，除一些利润高的企业之外，一般小企业、小作坊很难承受高电价。” 民进中央经济委员会副主任、中国中小企业协会副会长、温州中小企业发展促进会会长周德文认为，估计要有70%以上的企业难以接受，这种电价只能作为一种选择。

翻身更难

周德文告诉记者，1～3月，温州最高用电负荷达504万千瓦，而供电能力只有440万千瓦左右，缺口约60万千瓦。温州各县均已陆续出现阶段性的限电现象。

“今年比去年节能减排时的拉闸稍微好一些，即使停电，也会通知，或者是限电不拉闸，至少还维持了一定的电量供应。没有出现非常严重的情况。同时，电力公司也提前沟通、短信通知的方式，让企业做好准备。”周德文说。

虽然没有拉闸，但“限电”已和原材料疯长、借贷困难，已经成为企业东山再起和发展的绊脚石。

很多企业告诉我们，生产线的产品全部有订单，整个5月份，机器都得满负荷运转。一些产品根据特性的不同，一些产品的流水线都需要“三班倒”。只要停一天电，就要损失上千万元。

更令企业郁闷的是，早在一年前，他们已经做好市场评估，利用金融危机后经济复苏的良机，在近期扩大产能，争取实现翻身。“我们本来希望在7月份和10月份扩大规模，也接到了来自日本、泰国、香港和欧洲的订单，现在的经济复苏对我们很难得!”说到这里，林加叹了口气。可现实是残酷的，缺电让产能恢复和扩大成为泡影。

升级不易

为了实现节能减排，不被拉闸限电，不少浙江企业尝试产业升级。“我们最开始做的是建工钻头，那属于高耗能产业，后来产业升级，开始做精密钻头了。”林老板说，“升级还可以，但转型很难。”

但在升级过程中，从新技术研发的尝试，到技术装备购置的摸索，到产品寻找市场的艰难，多数浙江企业也并非顺风顺水。2010年节能减排时，很多业已实现产业升级的企业也被当作高耗能企业被划入拉闸的名单。“高耗能应该限制，像我们这样耗能低的应该鼓励，更不能全都断电。”一家被限电的企业很委屈。

紧跟而来的还有资金压力。“因为升级需要资本的投入、人才和技术的支撑。大部分企业并不具备升级的条件，对他们来说，升级不是那么容易的。很多企业规模很小，怎么有资本进行升级甚至转型呢?”周德文说。

在周德文看来，金融危机后，社会上有一种比较盲目的企业升级转型风。“我对这种趋势持保守的态度。不应该一味转型，而应该走向联合，解决产业低小散的现象，这才能更好地让政府进行资源配置。”

出走成群

浙江一直以民营经济最为活跃而著称，但近年，大批企业背井离乡。不仅是大型企业，就连名不见经传的中小企业也大量外迁。某一个县从事同一产业的几十家企业，几乎同时集体出动，落户他省。

有人认为，一个地区经济发展到一定水平，引起生产成本提高，企业为追求利润最大化必然要向成本相对较低的地方转移，但不可否认的是，电源紧缺带来的一系列问题是企业选择出走的重要原因之一。

“因为一些企业的生产不能间断，而拉电限电经常发生，有些耗电大户，希望到电力供应比较充足的地方发展，有些无法承担高昂的柴油发电成本，只好迁走。”周德文以温州举例，“温州现在有36万家，每年都有2000家企业转移，这个数字是很厉害的。”

对于未来电荒情况，企业表示难以预测，但他们仍然期盼相关政策尽快出台。“去年我们也找过政府，也提出过要求，希望给一些政策支持。现在真的已经很严重了，政府应该不会让电荒继续下去了吧。” 林加说。

星罗棋布的块状经济是浙江经济的活力所在，民营企业则是汇聚成这股活力的源泉。作为民营经济最为活跃的主体，企业本应享受到及时享受政策和充足的电源支持，发挥其作为经济最前沿的领头作用，但当下，企业依然为摇摆不定的政策而担忧、受伤甚至出走，相比之下，电荒只是压企业陷入困境的最后一根稻草。

陕西能源的“外送”纠结

6月份的西安，气温高达37摄氏度，第30届世园会的广告宣传颇为显眼，计划中的七条地铁线已有三条正在紧张施工中。昔日的汉唐大都、今日的西部大开发“桥头堡”，正处在飞速发展之中。

在快速发展的形势下，陕西电力供求俱增，其能源基地的地位也日益凸显。来这里前，记者想得最多的是，陕西作为一个资源大省，该在这轮“电荒”中扮演什么样的角色?它是否存在着我们先在认为的“窝电”情况，其外送情况又是如何?

然而，从陕西省电力公司到省发改委，再到火电厂及煤矿企业，几天的走访，却让我们发现问题并非如此简单。尽管无论从哪个角度考虑，陕西对电力外送的态度都不会像“关中八大怪”中所说的“大姑娘嫁人不对外”，可它自身面临的问题却让外送问题变得异常纠结。首先，陕西的上网电价要低于周边省区，导致供送两端的被动，一面是发电厂承受煤价能力低，买不起煤，一面是本省的电在西北五省共享的外送通道中竞争力差，送电并不多;其次，本省资源与负荷的逆向分布，以及内部电网不够发达，使得陕西省内尚且无法“变输煤为输电”，进一步加剧了南部负荷中心火电厂的煤炭费用;更为重要的是，随着陕西经济的飞速增长，外送能力也必将变得难以确定。

如果不能有效地澄清、解决电煤供应不足、电网结构需要优化、外送空间难以确定等纠结的问题，陕西非但不能保证正常的电力外送，就连本省的经济发展也会受到明显制约。

价格：电煤供应的症结

“清涧的石板，瓦窑堡的炭”，这句流传久远的顺口溜，表明陕西一向以煤炭著名。如果说1700亿吨的探明储量、3.55亿吨的年产量、全国煤炭产业的老三还只是一组冷冰冰的数据，那驱车奔跑在前往陕北最大的煤炭基地—神木县的路上，你便会体验到什么叫作震撼了。

一辆过去了，又一辆过去了。一公里过去了，又一公里过去了。没错，这些绵延几公里、乃至几十公里的正是运煤车队!车里同坐的榆林市电力公司客户服务中心主任白亚峰一路上向我们兴奋地介绍着，这些拉煤车当地人叫它“前四后八”，是因为它前面有4个轮胎,后面有8个轮胎,该车载重可达30多吨。据传言，美国人的卫星拍到了中国西北的照片，他们分析之后十分惊讶：原来中国的科技如此发达，怎么这里的火车长得望不到头!

看到如此情景，我们的感想正如陕西省发改委检测应急处的冯小维处长所说：“你说陕西缺煤?那是不可能的。陕西如果缺煤，那就没有地方有煤了。”

这么多的煤都到哪里去了?从省发改委得到的一组数据显示，陕西去年将近3.6亿吨的煤产量，外运达到2.6亿吨，而在本省用掉的1亿吨中，电煤才仅仅3300万吨，剩下的则用于各类型煤化工产业。如此说来电煤消耗仅占陕西年产煤量的不到十分之一，供应起来岂不轻轻松松?

然而现实情况并非如此。据陕西省电力公司调度中心王步云处长介绍，今年以来，全省电厂电煤存量有一半以上时间处于7天以下的应急状态，最近一段时间则一直处于5天以下的严重应急状态。

缺煤直接导致限电和外送电量的锐减。在今年的1月8日到14日、4月13日到21日，陕西先后两次限电，限电总额高达1亿千瓦时。在这种情况下，截至目前，陕西的外送电量比去年同期少了18亿千瓦时，仅有12亿千瓦时，而甘肃和宁夏的这一数据分别为60亿千瓦时和104亿千瓦时。

一边产量丰富，一边喊着没煤，对于已经放开的“市场煤”而言，其中只有两个原因可以解释：电厂不想买，不想发;电厂买不起，发不起。其实真实的原因倒在于，买不起，发了亏，陷入全行业亏损的电厂严重缺乏积极性，而煤企对供应本省电煤也提不起兴趣来。

之所以这样，根本在于陕西煤炭价格和上网电价两个价格的区域差异。陕西的煤只要外送到其他省份，每吨煤至少可以多卖50元，平均多卖70～100元。煤价差异背后的原因则在于各省上网电价的差异，上网电价越高，销售电价就越高，也就意味着可以承受的市场煤炭价格就越高。比较而言，陕西电网的上网电价要低于周边省份，因而陕西的电厂不是缺煤，而是缺乏适合自身上网电价的煤。冯小维处长给我们举了个例子，在最近一次调价前(5月份，陕西上网电价上调2.14分达到3.65角)，陕西上网电价要比河南低5分钱，“贵5分钱，就意味着它可以多承受每吨煤100元的价格。这样的话，它怎样都有钱买煤。”

讲到这里，冯小维笑着说：“其实对陕西的火电厂来说，也有解决的办法，你可以搞来料加工嘛。其他用电省区能承受起高煤价，可以买了煤让陕西的电厂来发，发出来直接把电送过去，少掏的那部分煤炭运费可以用作陕西电厂的生产费用，两家都有好处。”在我们看来，这一似乎是随口而出的建议并非没有实现的可能，但似乎只能算作解决电煤症结的一个应急之举，而这恰恰绕开了计划体制的约束，体现了市场调节的优势。

冯小维举例说：“比如浙江等一些南方省份，每度电的工业产值在二十多元，陕西顶多能达到十三四元，人家显然能承受更高的上网电价和销售电价。”而各省上网电价的差异，与其工业结构与单位工业产值密切相关。

此外，与中国整体能源与负荷成逆向分布相似，陕西的煤炭资源与电力负荷也呈逆向分布，在近3.6亿吨的煤产量中，陕北占了2.6亿吨，延安以南的关中地区仅占1亿吨。这样以来，对那些建立在负荷中心的火电厂，并不能明显体验到靠近矿区的优势，每吨煤至少还得承受186～220元的运费。

如此说来，那些靠近煤炭矿区的火电厂自然可以尽享“煤电一体化”的优势，远离“煤”忧了?其实也不尽然。

在随后的采访中，一家位于陕北神木县和府谷县交界处的火电厂—神华神东电力有限责任公司郭家湾电厂的刘伟厂长对记者谈到自己的看法，煤电问题的症结在于：煤炭资源掌握在地方政府手中，而发电企业是央企，央企与地方政府之间存在着明显的利益博弈关系。地方政府出于拉动自身经济效益、带动就业的考虑，更倾向于将火电厂的产业链条拉长。就拿郭家湾电厂来说，它的旁边就是正在轰隆隆开采的露天煤矿，但它却无法享受坑口电厂的待遇，煤炭仍需从周围的煤矿调运。

处于卖方市场的煤炭企业又持何种态度?记者一行来到神木县的大柳塔煤矿，几经联系却未能得到煤矿的任何正面回应，也许在他们看来，在电煤吃紧、电荒问题严重的当下，出来说话多少显得有些不合时宜。

不论是煤、电价格机制的调控，还是地方政府与大型能源国企间的博弈，都不是涉及其中的某一方可以决定的，正如冯小维最后说的：“在地方层面来看，电煤问题基本属于无解。”

在火电厂、电网公司、煤炭企业之间，发改委也许是最为忙碌的协调者，但由于缺乏长效的煤电联动机制与对更高层面问题的把控，这种协调常有“临时抱佛脚”的无奈。

5月下旬，在省发改委的大力协调下，陕西各电厂供煤合同签订。

6月1日，陕西电力调度中心在上报给省发改委的《关于近期电煤供应及迎峰度夏用电形势的报告》中写道：“在发改委的大力协调下，各电厂2011年供煤合同于5月下旬签订，但合同签订后，电煤供应情况并未出现好转，反而继续下滑……库存持续严重告急。”

送煤还是送电?

“能否想办法把陕西的煤多留一部分在本省，用于本地的火电厂发电?”

“这不是留住留不住的问题，陕西现在本身的定位就是变输煤为输电……输电总比火车拉着一车车的煤到处跑要好。”面对记者的提问，冯小维处长回答道。

送煤还是送电?在一些专家看来，国家于上世纪60年代初确立的所谓“远输煤，近输电”的电力就地平衡政策已然失效。中国工程院院士黄其励便认为，目前，输煤、输电比较的边界条件发生了重大变化，原有的输送能源的产业政策已不再成立。对于东南负荷中心的火电厂，“即使能运来煤，发电成本也无法承受;即使能发电，生态环境也不堪重负。”

如果要确立从送煤到送电的战略转化，电网建设便成为一个迫切的问题。在陕西省电力公司发策部，潘良军处长为我们详细介绍了陕西目前的电力外送通道。陕西的电力外送通道分为点对网和网对网两种形式。从陕北的神木、府谷送往山西忻州的两条点对网通道，年输送能力分别为240万千瓦和120万千瓦。而从陕西宝鸡至四川德阳、陕西罗敷至河南灵宝的两条网际通道年输送能力分别为111万千瓦和300万千瓦，合计411万千瓦。这两条线路实现了陕西电网与华中电网的互联，但作为西北五省的共享通道，通过交易的形式确定输送量，陕西电网的实际外送能力仅有150万～180万千瓦。

外送通道不足的问题，还表现在本身电网结构不够合理所带来的局部“窝电”上，只是在目前电煤紧张的情况下，这一问题很容易被暂时掩盖起来。

刘伟厂长说，陕北的总体“窝电”量相当于郭家湾电厂的总装机量：60万千瓦，原因在于陕北本地的供应负荷上不来，往关中等负荷中心地区又送不出去，送东边又没有通道。就拿郭家湾电厂来说，它在低谷时只能带30万千瓦的机组，由于临近煤矿并不缺煤，便陷入了有电送不出去的窘境。这一问题的解决自然有待陕西省内电网的优化与平衡，而刘伟厂长多次提到的“750线路”正是2011年年底将投运的750千伏延安至榆横的输电线路。陕北地区届时可以向关中地区输送100万千瓦的电力，2012年年底将突破200万千瓦，陕西电网的内部结构从而得到优化，陕北地区的“窝电”现象也能相应减少。

此外，在“十二五”期间，陕西电网还将通过陕北至山东潍坊、陕西靖边至江苏连云港(601008,股吧)2个特高压“横向”通道和陕西彬长至山东±600千伏直流送电工程，同时向华北、华中、华东负荷中心送电。到“十二五”末，陕西总的电力外送能力将达到1831万千瓦，为目前的2.37倍。届时，陕西的外送通道才能真正称得上坚强有力。

只是到了那时，电煤的问题将更加集中地表现出来。而陕西本省经济的发展，也将向电源装机量与电力供应提出更高的要求。

“窝电”还是“缺电”?

电力外送的前提，首先建立在本地装机富余、通道便捷的基础上。

走进陕西省电力公司调度中心，调度计划处的王步云处长向我们介绍：“陕西省的总装机为1906万千瓦，其中火电1736万千瓦，水电168万千瓦，风电2万千瓦，今年预计的最大负荷为1450万千瓦，所以陕西的电还是有富裕的。”

而在陕西省发改委办公室拿到的一份题为《关于对陕西电网“十二五”前三年电力供需形势的意见》的文件中，我们看到在“十一五”期间，“陕西电网全年负荷843万千瓦，不到全网装机的一半，仅为46.37%。全网电力、电量明显富余，电力供大于需的矛盾较为突出。”

可见，无论是陕西省电力公司还是省政府，对电力外送的前提有着极其一致的看法。但对任何资源富有省份，可能都面临着这样的问题：如何在资源外送的同时，促进自身经济的发展与优化?如何在经济发展的同时，兼顾外送与内需的平衡，墙内墙外都花香?对于陕西这样输煤输电并举的省份，这一问题可能就更为突出了。就在今年4月份，面对电煤供应不足、被迫有序限电的窘境，陕西省不得不将外送电量从8亿千瓦时的计划量下调到3亿千瓦时，可即便如此，自己挨着饿，还要向外输送3亿多千瓦时口粮的心情，估计也是不好受的。

近年来，西部资源(600139,股吧)丰富地区经济增长飞速，用电需求自然也水涨船高，呈不断上升趋势。王步云介绍，5月份西北五省新疆、宁夏、青海、甘肃、陕西的用电量增长率依次为：37.6%、20.4%、17%多、16%多、16%多，西北电网全网的用电量增长率也在17%多。

在这样的情势下，既要保证本省经济发展所需的用电量，还要留出足够的外送空间，首先要解决的自然是电源装机容量的问题。在这一方面，陕西也做了充分的考虑，在发改委《意见》一文的分析中，“十二五”前三年陕西电网将继续呈现“供大于需”的格局，2011年～2013年全省电力新增装机接近800万千瓦，年均增长13%。

然而装机速度的增长受限诸多因素，无法指望能持续这样的高增长，事实上，上文提到13%的装机增长速度较之“十一五”期间已然有所回落。

此外，扩充装机容量仅好比把电的加工厂建立起来了，而作为原料的煤在当下已经颇为纠结，焉敢期望以后的形势就一定会比现在好?

那么，陕西电力外送的出路究竟何在，制约其发展的重重门壁又如何化解?这显然是一个异常复杂、值得所有对经济关心的人一起重视、研究的重大课题。

也许对陕西而言，一个粗略的判断是：从输煤输电并举逐步转向输电优先、强力实现新建电源的煤电一体化才是突破其电力外送困局的希望所在。在这一点上，陕北的锦界电厂、庙门沟电厂已经做出了良好的带头作用，同样令人欣慰的是，陕西所有筹建中的特高压线路的输出端，无一例外地都选在了陕北煤炭基地。我们有理由期待，届时煤电联动的困局将被煤电一体化取代，陕西丰富的能源，在满足本省经济社会发展的同时，也会源源不断送出，为祖国其他地区的建设提供动力。

上海：可贵的平衡

每年上海的迎峰度夏方案，都是居民、企业、投资者关注的焦点。因为作为经济发达而能源紧缺的大城市，任何关于夏季用电的风吹草动都会被舆论推至风口浪尖。

2011年6月14日，这是一个让众多上海居民安心、企业开始进行准备的日子。在这天召开的2011年迎峰度夏媒体通气会上，上海电力(600021,股吧)公司提出，今年夏天用电基本平衡，但可能对企业采取限电措施。

外界把这种趋势称为略显“脆弱”的平衡。上海7%的用电速度增长已低于全国14%的增长率。但对产业调整初显成效，能源配套建设尚存脱节的上海，这个夏天仍是个挑战。

电力缺口缩小背后

一个月前，上海电力公司调度主任王伟在调度大厅接受本刊采访。他曾明确表示，上海今年夏天不会“电荒”。在他看来，近年上海用电形势一直比较平稳。

从数据上看，2005年，上海夏季最大电力缺口为390万千瓦。但金融危机对经济发展和用电需求的影响，这个数字一度降至30～60万千瓦。2010年后，上海面临金融危机复苏和世博会的双重考验，但整体负荷却没有像周边的江苏一样“狂飙”。

原因是多方面的，但最重要的一点是，上海的第三产业在全部产业中逐渐占据优势，其比例甚至已经高于第二产业。数据显示，截至2011年一季度末，上海市从事第三产业企业共67.99万户，占全部企业的78.9%，同比增长11%，分别超出一、二产业增幅8个百分点和7.4个百分点。

在一位业内人士的印象中，上海近年的居民和第三产业的用电比例已经很高，而工业则有所减少。“这是因为政府对高耗能的企业使用的手段比较厉害，比如优惠电价卡的很死。”

从2004年起，上海市开始探索可中断电价，对避峰让电企业进行补偿：凡纳入负控计划，隔日通知避峰的用户，每千瓦时补贴0.30元;当天临时通知拉电的企业，每千瓦时补贴0.80元;对装有负控装置的企业按照每千瓦时2元标准“买断负荷”，在用电高峰时可随时中断负荷。

“除了可中断电价，上海政府、经信委和电力公司还推出了多种市场化的电价，比如拉大季节性的峰谷价差的季节性电价。”相关人士告诉记者，市场化电价实施的比例还将扩大。

上海市政府的选择题

每年夏天用电紧张时，如果某个区域内存在大型工业，工业用电和企业居民用电就成为政府的选择题。 以用电大户宝钢集团为例。每年夏天，如果宝钢控制负荷的预案做得完备，周边限电的可能性就会大大降低。如果没有提前预案，这一地区的中小企业、商业用电，甚至居民用电都可能受到影响。

这道题在6月初的时候得到了破解。上海政府选择了保居民，并提出为确保居民用电，在未来的3个月的极端高温下，将首次对部分严重缺电区域内的办公楼、商场等非工业用户实行让电措施。

在上海市已经批复的《2011年上海迎峰度夏有序用电预案》中，有一组明确的数字：今年列入有序用电名单的用户有24000家，这是2003年以来涉及用户最多的一次。但如果用电量依然不够，会对约3000户的非工业企业采取限电措施。

这种艰难的选择也是转型大城市的必然阶段。一方面，支撑经济发展的原有工业难以舍弃;另一方面，第三产业的蓬勃发展和居民用电的攀升不可忽略。在未来的几年中，这种选择将是必答题。

突发因素并非偶然

在可能出现的用电紧张中，突发事件是重要的原因。尽管上海的电厂总体处于受控状态。但从历年的经验来看，有的机组检修后也会出现故障。

突发情况的背后隐藏着协调配套建设不足的问题。

目前，上海局部电网结构仍不足，如设备重载问题未能得到根本缓解。此外，杨行和南桥本来有几个项目，建成后可以缓解这里长期的用电紧张，但因为涉及到很多拆迁和费用落实没有完成，所以问题比较大。

关停机组也凸现了相应建设不到位。去年迎峰度夏前，上海关停了60万千瓦左右的机组，但因为执行关停的是一个部门，负责运行又是另一个部门，协调难带来的问题往往让突发情况出现的可能性大增。

作为能源输送线链条的末端，上海每年都会接受800万千瓦以上的外送电力。在诸多业内人士眼里，长距离输电落地时的配套建设最为重要，因为“如果500千伏没有配套设施的话，局部送电可能会卡壳。也许第一年没有卡壳，第二年也还可以，但时间一长肯定就不行了”。对于即将到来的夏天，王伟仍然有些担忧。

尽管建设协调等问题让上海的平衡略显脆弱，但不可否认的是，在华东整体缺电的时候，上海独树一帜地成为了平衡的代表。除了产业转移的成效，上海的胜出在于用市场的方法解决了市场的问题。更为重要的是，上海的经验可看作华东乃至中国未来解决电荒问题和产业变革的一个模板。

无法推卸的“压力测试”

5月中旬，20多位火电厂的老总，聚集在上海市电力公司一间会议室中，召开二季度购电合同的签约仪式。会后，老总们没有多作交谈，匆匆离去。

他们的忙碌事出有因。往年春夏之交是发电的淡季，而今年，华东地区遭遇淡季严重缺电，电厂3～4月的发电平均值已高于去年最高峰时的平均值，加之越来越贵的发电成本，很多电厂已陷入资金周转不灵和发电压力骤增的困境。

头疼的不止中小电厂。浙江的北仑电厂和玉环电厂头顶中国最大和技术最强的光环，在承受着不同往年的发电压力和成本压力时，仍然保证发电量。

让电厂最为担心的是，华东地区的酷暑季节即将到来，根据以往的经验，就算在煤电价格较平稳、电厂设备检修正常的情况下，设备出现故障也有可能发生，而种种压力无异让发电厂悬崖上跳舞。无论规模大小、不分技术高低，华东电厂都在经历一场前所未有的压力测试。

电煤：涨了又涨

海运是华东地区电厂获取煤炭的主要渠道。浙江、上海等地电厂的煤炭，无一例外地都是由各自燃料公司采购后用船运至电厂。大宗购买的煤炭价格本可以更便宜，但随着国内市场煤标煤单价最高已经超过千元，统一购买的价格优势不再明显。

北仑电厂的副总经理长期在秦皇岛购煤，他给我们算了一笔账：“如果算煤价上升40块，发106亿度电需要300万～400万电吨的话，电厂要多花1亿元去买煤。”而和去年相比，华东地区电煤每吨已至少涨价100元。

价格优势的丧失还源自难以兑现的计划煤。此前，背靠国家政策，计划煤兑现率较高，尽管需要购买一些市场煤，但电厂并不为购煤而过于苦恼。“但现在，计划内的煤炭只能解决一半，能达到60～70%左右就已经很不错了。”上海某电厂的老总向记者抱怨，“剩下的，我们只能到处去买。”

另一个让电厂挠头的问题是市场煤质差。“现在都是电厂适应电煤。”玉环电厂副厂长给记者举例，“我们对电煤的热值要求是5500大卡。但去年，所购买煤的平均热值只有5010卡。只有10%才能达到5500大卡的要求。

玉环电厂拥有4台百万千瓦超超临界机组，技术优势使玉环每发一度电，就能节约标准煤84.41万吨。玉环电厂凭借技术优势，“让成本少花了3.47亿元。如果是平均的电煤消耗，我们肯定亏损。”李法众说。而目前，全国拥有这样机组仅有20台左右。

于是，国内煤价的提高成为让电厂海外寻煤的驱动力。早在几年前，因为看中了国外煤相对低廉的价格和较高的质量，华东多家电厂开始从俄罗斯、印尼、澳大利亚和越南买煤。

“印尼地震、澳大利亚洪灾和日本核泄漏后，煤炭产地受灾、周边国家关停或者检修核电，一下提高了周边国家对煤炭的需求。”几位电厂老总无一例外地认定，在国外煤越来越难买的当下，电厂只能把目光放回国内越来越贵的市场煤上。

成本：压了又压

“我们开会的时候，有人说，如果西方的电厂在当前这种情况下继续发电，老总不是抓起来判刑，就是被送去精神病院。为什么?因为他不顾股东和员工的利益，没有效益也在发电!”说这话的时候，这位业内人士满脸严肃和焦急。

早在2010年，华东多家发电厂的利润就因火电的亏损受到影响。但对于继续发电，多数老总的态度很明确。“我们亏是亏，但是我们还是有边际收益的。如果不发电，员工连工资都发不出来了。一旦没有边际收益，不能买煤，我们肯定连电都不能发了。”

高煤价和长时间满负荷运行不得不让企业降低成本。电厂通过加强管理、挖潜力、降煤耗、甚至进行专门的科研工作来抗压。但压低成本的后果是，“电厂职工的心态发生了变化，跳槽的不在少数。” 一位电厂老总说。

更严重的是，很多电厂因为没有边际利润，银行不发放贷款，导致电厂资金链断裂，无力买煤，电厂无法发电。“据我了解，一些发电集团已经被迫关闭了没有边际利润的电厂。”

检修：推了又推

5月13日，在宁波北仑电厂的专用煤码头。煤从正停靠在码头的大型货轮上卸下，通过几百米长的输煤栈道，送往已经满负荷运行多日的机组。

“今年1～4月份，我们已经发了106亿度电。而去年同期仅发80多亿度电。”北仑电厂告诉记者，“第一季度相当于多发了1个月的电。”

平均每天吃掉两船煤的玉环电厂最担心设备的安全。往年的3～4月份都是发电淡季，也是电厂检修机组的最好时机，但今年的检修计划却因满负荷发电而一推再推。

“3号机组原计划安排在4月中旬检修，后来推到4月底，最后推到了5月23日。这基本都到了迎峰度夏的时候。”李法众说，“玉环一共有4台机组，每台机组配有6台磨煤机，以前总有4台磨煤机可以休息，但现在，只有所有的磨煤机全部使用，才能保证发电量。”

长时间运转最大的问题就是导致设备无法正常检修，同时，脱硫石膏的用量和石灰石的用量都大大提高。“如果锅炉这样的设备长期磨损，就必须进行强迫性停机。但如果玉环一停，浙江统调电量的12.8%就没有了。” 玉环电厂表示，虽然成本被压到最低，机器顾不上检修，但该发的电还是要发。

“在我们这里，因为亏钱而不发电，是绝对不可能，永远不可能的!大电厂肯定不会干这样的事情。”两家电厂表示。正因如此，大厂反而比小厂承受了更大且无法推卸的压力。

煤价高、电荒来袭，仅是电厂面临的这场压力测试的表层原因，而根源究竟在哪里?

一位业内人士认为根源在于：“用电的地方不让建机组，不用电的地方却在大建机组。中国装机容量已经超过9亿了，如果全国的发电机都发，这个发电量是让全国都不缺电的。问题在于，这几年，我们的机组都建在内蒙、新疆，戈壁滩的电送不出来啊!”

这也许并非唯一的原因，但至少有两点可以肯定：一是目前能源结构布局规划的不合理，二是长距离电力输送建设不到位，这导致了电量总量够、但时间、地域分配不均匀，也让电厂也陷入越发电越亏的漩涡中。当电厂利润减少，直到资金链断裂，发电积极性必然降低，亦使电力供应紧张的局面更加恶化。因此，压低成本运行只能解一时之困，调整电力布局和出台煤炭价格政策，才让电厂从这场压力测试中抽身。

浙江：沉重的翅膀

出了机场，通往杭州市区的高速两侧有林立的大楼，一些声名鼎盛的民营企业总部就在这些楼里。一栋栋外表不是那么华丽的建筑，正是中国经济发达和活力的一处处策源地。

2010年，浙江省在GDP增速连续10年下滑的情况下，人均GDP仍居全国第四，中小企业产值占全省产值的49%，撑起了民营经济大省的半壁江山。然而，在经历近20年狂飙突进的增长后，愈发严重的能源紧缺使浙江经济增长难以为继。

早在7年前，浙江能源紧缺问题就曾轰动一时。在2005全国人大的新闻发布会上，时任浙江省省长的吕祖善“自曝家丑”，承认粗放的经济增长方式对浙江可持续发展形成制约，并表示将通过“建设和节约并举”，实现“最迟到2007年，电力供求可以得到缓解”的目标。但从2011年3月至6月初，电力严重紧缺的打击再次袭来。

原因何在?

转型路漫漫

在一些人的印象中，浙江坐拥全球最大的小商品市场，应该第三产业发达，而这是对其产业结构的误解。相比珠三角，轻工业、小五金才是浙江的根本。而要发展轻工业，最不可缺少的就是能源。

《2009浙江省能源与利用状况》显示，全省陆域尚未勘探出石油和天然气资源，煤炭资源也已近枯竭，能源消费总量的95%以上依靠外省调入和进口。

为缓解制造业大量耗费能源的现状，浙江一直尝试产业调整。浙江省电力公司发展策划部副主任张宁给记者展示一组数据：2005年6月，浙江省第二产业的比重80.67%，第三产业是9.47%。五年后的2010年6月，第二产业的比重降至76.86%，而第三产业提升到10.54%。“工业用电量确实在往下走，这说明浙江的产业结构已经在转变。”

但转变不可能一蹴而就。浙江的传统企业长期处于低端制造阶段，在尝试转型高端时，产品往往因档次不够或市场方向错误，难与国外同类产品竞争，出现不少“近水楼台难得月”的局面，这无疑打击了企业的积极性和财力。

如此看来，浙江能耗降低的效果在“节能转型”的初期表现并不明显。未来几年内，浙江的电力负荷每年都要增加500万千瓦左右。所以，省内电荒很可能从短期的、季节性的缺电，演变成全年、长期的缺电，而且比其他省的情况更为严重。

末端很尴尬

从地图上看，浙江所在的华东地区远离能源富集的西部，是电煤运输、西气东送等能源输送线的末端。

对于一个处于输送末端的省份来说，有三点决定能源供给系统通畅与否，一是通道是否安全，二是通道是否多元，三是能源运输价格。但现在，浙江在这三方面均存在或多或少的问题。

2011年2月21日，一条货船撞上大唐乌沙山发电公司码头，造成码头输煤栈桥被撞塌。原本每日需要供煤2.2万吨左右的4台60万千瓦发电机组，因电煤供应受阻而瘫痪多日，直至6月初，修复工作仍未结束，电煤供应只能借助于外围码头，再用车辆转运到电厂。尽管栈桥被撞是意外事件，但运输途径单一不可否认。

天然气也因通道少而难以发挥作用。浙江曾建设天然气发电机组，“但供气一直不畅，去年，200多万千瓦机组的能力无法发挥出来。”张宁说，业内把这种情况调侃为“有力无气”。在她看来，天然气其实是最快解决电荒问题的途径之一。

省间电力输送通道建设不足也让浙江望“电”兴叹。由于今年福建来水量大，富余几百万的电力，截至5月10日零时，福建已累计向华东电网输送电量23.45亿千瓦时。但是，因为浙江到福建的输送能量太小，福建几百万千瓦的富余电力无法输送到浙江。

煤炭的运输价格问题也已困扰了浙江很多年。从煤炭产地运至浙江，中间物流环节的运输费用能占到煤价的28%左右。煤价形成上涨趋势，水运、陆运价格也是“三五天就一个价”，尤其是公路运输，运费增长最终直接带动煤价上涨。过去山西省是全国煤炭产量第一省，而现在随着山西煤炭资源重新整合，内蒙古产煤量超过山西跃居首位。煤炭产量增长中心的西移，无疑拉长了浙江获得煤炭的运输距离。

除了现实中的运输通道问题，这个能源末端省最担心的是，未来的外购电模式能否能够继续?

按照目前规划，浙江有1/4的电应从外省购进。除使用三峡电以外，江苏、安徽、福建、四川是浙江外购电的主要来源地。但随着这些省份电力自身供应趋紧，不仅购电合同难签，已购电亦可能发生变数，三峡电力可能面临重新分配就是其中一例。

2001年以前，全国电力一直保持着比较宽裕的供求状况，一些省市主动放弃三峡电。在随后的5～6年里，全国范围出现越来越严重的缺电现象，使得多个没有获得三峡电力供应的省份要求分得三峡电。这个消息虽未最后敲定，但让依靠三峡电力多年的浙江以及华东多地异常紧张。因为在本地无能源、新增火电难的情况下，一个看似不大的变化都会加剧能源输送末端的用电缺口，甚至颠覆电力规划。

电源建设仍缺位

除转型难的长期问题外，电源建设不足是电荒的首要大敌。

浙江的电源一直不能满足用电需求。2010年底，浙江省统调电量是3711万，其中火电(含天然气)3514万千瓦，水电165万千瓦，核电32万千瓦。外购电约800万千瓦～1000万千瓦左右。但2010年，统调用电总负荷达到了4204万，剩下几百万负荷是用削峰填谷的方式填平的。

去年，浙江虽然有200万千瓦的缺口，但用电紧张主要在7～8月份才出现。今年除了春节以外，浙江一直在缺电，主要原因就是装机无法满足需求。 2007年起，浙江为实现“十一五”期间关停5000万千瓦小火电机组的目标，关停了很多小火电。“压小”完成了，“上大”却没有跟进。

“机组就放在那里，我们不能发电。”浙江省发改委能源处金敬撑处长显然有些无奈，“浙江今年新增装机容量仅为260万千瓦，约占总用电负荷的6%。明年根本没有新增容量，用电缺口必然会产生。”

浙江电力有90%以上靠火电。所以，最快最有效的办法就是加快火电建设步伐。但在环境污染和影响投资形象的考虑下，浙江始终谨慎处理新建火电项目的审批。

随着日本核事故引发全球对于核项目安全的质疑，浙江省对火电审批的态度有所改变。据透露，温州电厂、台州电厂、华能长兴、苍南电厂项目已获核准，如果明年开工，2013年才能使用。

权宜之计：有序用电

2011年4月25日，一个名为“江苏有序用电顾问”的微博上线，每日向江苏公众发布省级迎峰度夏供用电信息。而早在3月份，有序用电方案已成为浙江媒体对于电荒报道中的频繁出现的关键词之一。

和2010年年底的拉闸限电不同，有序用电是不对企业强行拉电，而是由供电企业按照装机大小劝其在用电高峰时期关停生产线。有序用电的成功例子在浙江有迹可寻。比如绍兴，由于执政勤勉，政府会派出能源主管部门工作人员，前往电力调度中心监督有序用电情况。如果企业没有按规定关停用电设备，政府主管部门还会派人亲自去现场协调解决，这避免了供电企业没有执法权的尴尬。

但在温州，由于没有政府的参与，有序用电在执行中遇到到阻力。“自觉执行政策的企业对不自觉的企业不满，觉得吃了亏;而不自觉关停用电设备的单位，又往往不听我们的劝阻。”温州市电力公司营销部主任章坚说。

活跃的民营经济、充裕的民间资本、较高的市场化程度让浙江人习惯用市场的办法解决市场问题。在电力紧张时，政府参与的有序用电在短期内可以发挥作用，但解决电荒长远的解决方法仍应是市场手段。

为了压制高耗能企业的用电需求，从6月1日起，浙江将对2400多家重点用电企业实行惩罚性电价，用电超过行业能耗限额标准的企业将加收每度0.1元的电价。这是浙江省对八大高能耗产业实行差别电价后，再次对能耗大户提高电价。

6月中旬，浙江省政府宣布，将筹集3亿至4亿元资金，对参与有序用电进行错避峰的企业进行一定的经济补偿，来提高企业参与有序用电的积极性。

一位浙江的能源业内人士非常认同这种做法，“市场化的电价机制有很大空间，未来肯定要靠这个来解决电力缺少问题。但包括需求侧管理在内的一系列手段，需要关键是靠政府出台政策和很大的资金进行支持。”

很多人对浙江用电紧张的感到惋惜，因为浙江有经济先锋的价值，本应在用电的问题上受到更多保护。但苦于没有明朗的政策支持，就算持有大笔资金也无处下手。

眼下，寻求腾飞的中国正需要一对像浙江这样能有力拉动经济的翅膀，但缺电让翅膀在经济复苏的桥头堡失去了上升的动力。尽管随着水库来水的缓解、一批火电项目紧急上马，浙江的能源紧张能稍有缓解，但这都是一时之策。

当前，要想让浙江的羽翼重新丰满，不仅需要资金和能源政策扶持，更要在惩罚性电价和补偿机制的基础上，践行更市场化的操作方式。

中国电荒备忘录

1970～1996年 被动式电荒

自1970年到1996年，我国缺电局面曾长达27年，历时长、范围大，最严重的年份是在1987、1988、1989年。企业被迫在“停三开四”或“停四开三”的局面下生产。

这一时期电力短缺的根本原因是：一是经济过热、能源工业不堪重负，造成供应长期短缺。整个“六五”期间缺电情况非常严重;二是居民购买力旺盛，民用电器拥有量急剧增长，民用电消费增长迅速;三是宏观失控、微观失调。由于持续对煤炭的投资不足，1984年开始出现了煤炭供应全面紧张的局面，加之铁路、港口等运力设施不配套，造成了1988年下半年煤炭供应全面吃紧，火电厂大面积停机的危机局面。

2002～2004年 “三年不上火电”的电荒

在短短几年的电力供需平衡后，中国很快从“电力过剩”变成全国性“电荒”。2003年全国有19个省市拉闸限电、2004年有24个省市拉闸限电，达到自1970年以来最为严重的缺电局面。

缺电原因主要有：一是“三年不上火电”政策使火电装机严重不足，远远落后于用电量增长，规划缺位导致全国性电荒;二是高耗能工业急剧发展占据了中国电力消耗的半壁江山;三是电网建设落后于电厂建设，电力无法合理配置;四是“电荒”来源于“煤荒”，煤的运输吃紧和一些电厂负担不起陡增的煤价导致的紧缺。

2008～2009年 “各种说法”的电荒

2008年电荒再次“洗劫”了大半个中国。2009年全国有24个省市被迫拉闸限电。

“垄断说”、“持续高温说”、“决策失误说”、“电力设备不足说”、“煤电价格之争”等短期原因是问题的一个方面。这两年缺电原因，一是有高耗能产业上马的速度远远超过预期，产业有向重化工化方向发展的倾向。二是机械加工在产业升级方面占了很大比重，产业自动化方面，发展迅速。两者相加，加大了用电负荷。总之，经济的增长速度和经济结构的快速变化，导致电力负荷过重。缺电的主要原因在不合理需求，而不是电力供应。中国现有的电力资源已经不可能继续支撑如此高速的发展。