揭秘中国火电厂现状：发电即亏 不发即错

国家涨的这几分钱上网电价，能否解决今年的问题？ 

我们先来看看煤价。 

国家能源局公布的数据显示，5月下旬，华东地区沿江电厂5500大卡煤炭接收均价878.3元/吨，比4月下旬上涨30元/吨，比年初上涨73元/吨。 

截至6月8日，环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格839元/吨，环比上周上涨2元/吨，比5月4日上涨21元/吨；秦皇岛港5500大卡山西优混煤平仓报价835元/吨，比年初上涨55元/吨；与去年同期相比，上涨90元/吨。 

一位熟悉煤炭行业的能源顾问告诉记者，目前煤炭的价格还在涨，秦皇岛5500卡烟煤现在是845元/吨，8月份将涨到880元，这意味着上涨的2分钱电价被抵消掉了。 

由此可见，上网电价表面涨了，但幅度还是太小，相比于节节攀升的煤价，实在是杯水车薪，难动大局。 

说到底，这是个计划和市场的矛盾。发电企业作为中间环节，上游煤炭价格是市场定的，下游发电和供用电的价格是国家定的。电煤价格倒挂，是造成电荒的一个主要原因。 

政策的矛盾 

高增长的地方不一定是好地方。 

工信部认为，高能耗行业的大幅反弹，是造成电荒的一个关键原因。 

国家能源局公布的最新统计数据显示，今年一季度，全国用电量达到1.09万亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，2月份用电量创下历年春节所在月份的最高值，而3月份的用电量已接近去年7月和8月用电高峰时的水平。 

由此可见，这次缺电之所以发生在用电淡季，是因为各地去年为完成节能减排指标而拉闸限电的诸如钢铁、水泥等高耗能产业纷纷复工，形成了用电高峰。 

国家统计局的数据也显示，今年1至3月，火电、粗钢、焦炭、水泥、精炼铜以及原铝产量分别同比增长12.7%、9%、13.3%、29.8%、23.7%和7.4%。 

中电联发布的数据显示，1—5月，全国规模以上电厂发电量18162 亿千瓦时，同比增长12.8%。不难看出，高耗能产业产量增速大多超过电力增速。 

在当下，一些地方借“十二五”开局之年的发展冲劲，开始对“两高”企业网开一面。原因在于，它们找不到新的经济增长点，发展新兴产业又没有区位、科技、人才等优势，要想快速拉动经济增长，只能沿用过去的粗放型发展路子，使一些不符合国家政策的高耗能高污染项目合法化。另外，由于国家加大了对房地产业的调控力度，地方的“卖地财政”受到了制约，也驱使一些地方不分良莠地招商引资。 

有道是，有了煤就有了电。 

可如今，煤炭行业正经历着壮士断腕。这一切，都缘于2009年山西大刀阔斧的煤炭整合工作。 

目前山西煤炭行业办矿主体已由2200多家减少到130家，矿井数量由2600座减少到1053座，年产30万吨以下煤矿已全部淘汰，平均单井规模提升至年产100万吨以上。记者从山西省煤炭厅获悉，到5月25日，山西省各地整合矿井已经全部关闭。此举标志着历时近3年，引起社会广泛关注的山西煤炭资源整合工作取得阶段性成果。山西进入大矿时代。 

而国家安监局副局长赵铁锤曾指出，我国全部矿井的平均单井规模仅为12.4万吨，目前在建和改扩建矿井中，30万吨以下的小煤矿占82.9%，其中3万吨及以下的有562处。 

中国煤炭工业协会会长王显政也称，2010年我国大中小煤矿产量比重为56:17:27。现在全国有2万多个小煤矿。可以看出，目前小煤矿在全国煤炭产量中仍占据着举足轻重的地位，而近年来的煤矿企业兼并重组整合，不可能不对短期煤炭产量产生影响。 

“被整合的小煤矿的产量通常不会纳入官方煤炭数据统计。整合后起码大半年的时间在技改阶段，不会生产。”一位煤炭行业研究人员告诉记者，“截至目前，被整合的近3000多座矿井平均有一年时间是没有投入生产的。也就是说，整合后煤炭产量与整合前相比短期内是下降的。” 

而在全国火电装机进一步提升，火电机组恢复满发的情况下，短期内，我国的煤炭供应能否跟得上，还是要打一个大大的问号。

白银时代 

我们在治理电荒的路上，需要这样的经历：做对了一件事，又做对了一件事，逐渐地对自己要做的事有了把握。 

急救药：上调电价 

电价上调，起到的作用就是止疼片。 

可是，国家发改委上调的这几分钱上网电价，确实可以解决当下众多发电企业的燃“煤”之急。 

众所周知，自2006年下半年发改委取消了事实上已名存实亡的“煤电联动”以来，市场煤与计划电的价格冲突，就以电力供给缺口的电荒形式出现。 

可发电企业不会也不可能长时间忍受亏损，往往会通过减少市场高价煤采购“制造”电煤库存紧张，为其降低发电量提供理据，从而导致市场电荒，同时又把电荒压力“转嫁”给煤炭行业，并争取政府对其发电亏损的最大化补贴。 

正如能源专家林伯强所说，国家发改委自6月1日上调上网电价和工商业电价是继此前4月10日上调后的联动做法，实属万不得已，但达到的效果却是，遏制了发电企业继续“转嫁”电荒压力的可能，短期内能缓解电荒度过难关；同时，由于不上调居民用电电价，对通货膨胀的间接影响仅为0.05%，影响很小。 

辅助药：恢复产能 

首先，要恢复煤炭企业的产能。也就是说，把前文提到的由于煤炭整合，降低的煤炭产量尽快补齐。 

国家能源局给出如下三种办法： 

一是加快推进煤矿企业兼并重组，抓紧兼并重组后各类煤矿的技术改造和验收工作，尽快投入生产。 

二是对由于安全隐患而停产整顿的煤矿，督促企业加快整顿步伐，及时组织检查验收，对验收合格的煤矿，及时恢复生产。 

三是根据市场需求，合理调整劳动组织和生产布局，在确保安全的前提下，科学组织生产，增加煤炭供应。 

其次，要恢复发电企业的产能。即把之前由于消极怠工，而停检的火电机组，尽快恢复生产，努力多发多供。 

目前，全国发电装机容量已达10亿千瓦，从火电设备利用小时数看，仍有相当的提升空间。通过进一步做好优化调度和余缺调剂，发挥好现有生产能力，可基本满足正常需要，即便是少数存在供应缺口的地区，也能在一定程度上减轻供需矛盾。 

此外，是对依法核准、已经投入联合试运行的新建、改扩建的火电厂，在验收条件具备的基础上，尽快组织项目竣工验收，促进项目投产运营。 

常用药：遏制高耗能 

作为中国能源主管部门，国家能源局6月13日召开媒体通气会，首次针对电荒和电煤供应形势作出回应。其中，国家能源局电力司司长许永盛也首度表态，前5个月我国局部地区出现电力供需偏紧，有水电出力下降、煤炭进口减少等供给因素方面的影响，但更主要的是由于高耗能行业的快速反弹，导致的用电需求过快增长。 

而就在此前一周，国家发改委也明确提出，严格控制违规项目和过度扩张的高耗能企业用电，压减不合理需求，促进结构调整和发展方式转变。这是继上调部分省市电价之后，发改委为遏制高耗能企业挥出的又一利剑。 

可真要做到立竿见影，必须将限制高耗能用电，纳入到国家节能减排考核制度中来。有学者指出，为了避免地方出现“赶末班车”的现象，不妨将节能减排总指标分解到每年，甚至更短的时间，而且明确规定，分解下来的子指标必须在规定时段内不折不扣完成。否则，即便完成总指标也不算合格，也还要问责。总之，指标越细化、越具体，责任就越明确，任务就越容易落实。 

特效药：开启特高压 

尽管存在不同声音，特高压电网在今日之中国，仍不失为救治电荒的最好良药之一。 

在电荒即将成为一种常态的趋势下，特高压有理由发挥它的功效，并获得提速。因为，从优化资源配置来看，以目前已经投运的晋东南——南阳——荆门1000千伏特高压试验示范工程为例，每天可送电200万千瓦，改造后能达到500万千瓦，这相当于每天从山西往湖北输送原煤2.5万吨至6万吨，无疑是为湖北“送”来了一座葛洲坝[10.69 0.00% 股吧]电站。 

从经济效益看，目前西部、北部地区电煤价格为200元/吨标准煤。将煤炭从当地装车，经过公路、铁路运输到秦皇岛港，再通过海运、公路运输到华东地区，电煤价格则增至1000多元/吨标准煤。折算后每千瓦时电仅燃料成本就达到0.3元左右。而在煤炭产区建坑口电站，燃料成本仅0.09元/千瓦时。坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心，除去输电环节的费用后，到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06至0.13元/千瓦时。 

此外，特高压更是解决清洁能源发电大范围消纳的必要支撑。事实上，我国风电主要集中在“三北”地区，当地消纳空间非常有限。据测算，如果风电仅在省内消纳，2020年全国可开发的风电规模约5000万千瓦。而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力，全国风电开发规模则可达1亿千瓦以上。 

尽管如此，国务院高层对特高压的态度仍然谨慎，对特高压项目的审批依然没有放开闸门。 

虽然，国家能源局也于近日明确指出，电网企业要科学制定和灵活调整电网运行方式，强化统一调度，组织好跨区、跨省输电，提高常态下资源合理配置和紧急状态下相互支援能力。 

虽然，国家电网公司早已做好规划，计划“十二五”期间在华北、华中、华东建设特高压同步电网，形成“三纵三横一环网”，以实现资源和效率的最佳配置。 

无论是送端山西、内蒙，还是受端湖北、江西等省份，特高压已成为一种期待。 

上述四副药，就是为医治中国式电荒，开出的处方。在这里，刻意地避开了转变经济发展方式、理顺能源价格机制、深化电力体制改革等一些高而飘的绝对正解，只求国家给发电企业、煤炭企业、高耗能企业、电网企业服下这四剂药后，今年的电荒也许能有所缓解，明年、后年、以及之后若干年，不再有今年式的缺电焦虑和慌乱……