浙江广东电荒调查编辑本段回目录
小康杂志201106期封面 粤浙电“慌”调查
今年3月开始，浙江、湖南、重庆和广东等省市就出现电力供应紧张、电煤储备下滑的问题。第二季度，“电荒”席卷多数南方省份，以及华东、华北甚至西北地区的部分省份。
本刊前往浙江杭州、温州，广东东莞、佛山等地进行调查，在长三角及珠三角最具样本性的城市中，缺电的现状及其影响，显然是具有典型性的。调查显示：缺煤省份主要采取拉闸限电、错峰用电来调整生产，尽量减轻电力不足给制造业造成的巨大压力。一些高能耗企业及中小型生产企业在此一轮“限电”令下，正遭遇金融危机以来最大的考验。
国家电网最新公布的数据显示，在六月份仅国家电网负责的26个省份经营范围内电力缺口就将达到3000万千瓦左右，这相当于两个安徽或三个重庆的发电总量。
京津唐、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆等10个省级电网将出现电力供需紧张局面。在能源供紧张的情况下，“电荒”将是长期现象，解决软“缺电”必须有长效机制，考虑到通货膨胀压力，短期有效的解决措施是两头做，调电价和控煤价；中期解决方案是煤电联动；长期而言，根本的解决办法依然是市场化的价格机制的改革，可以采用“摸石头过河”的渐进性改革，但需要有步骤、有计划进行。
浙江电缺口危局
6月1日起，浙江将对2400多家重点用能企业实行惩罚性电价，用电超过行业能耗限额标准的企业，超过限额标准1倍以内的，实行标准电价基础上每度加收0.1元；超过限额标准1倍以上的企业，将在标准电价基础上每度加收0.3元。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
文|《小康》记者 朱文强 杭州、温州 报道
还未入夏，“电荒”便悄然来临。
时隔7年，浙江省再次面临巨大的用电压力。
“关于‘电荒’的说法，可能是大家理解上的不同，2004年那次可以称得上是真正意义上的‘电荒’，当时浙江全省的总量基数很小，缺口比例达到了总用电量的1/3，当时日子确实很难过，今年的缺口是1/7 ～1/8。” 浙江省电力公司石红星说。
即便如此，今年仍被舆论称为2004年以来最严重的“电荒”，浙江作为“重灾区”，将面临严峻的考验。
电缺口前移
温州一家小型电器厂老板彭伟说：“今年限电来得太早了，现在政府对我们已经进行‘开五限二’的政策，而往年，这差不多要2个月以后。”
今年，浙江省最高统调用电负荷需求将达到5000万千瓦，同比增长18.9%。浙江省经济和信息化委员会与浙江省电力公司专门联合印发了《关于做好2011年电力需求侧管理和有序用电工作的意见》。
从3月22日起，浙江省开始执行D级有序用电方案，实施错避峰43.36万户次，同时对部分企业实行限电，采取避峰就谷的用电方式。2个月后，浙江省有序用电工作协调小组发文调整全省有序用电方案，从5月17日起，按2011年度全省有序用电方案调整有序用电错避峰等级从原来D级错避峰240万千瓦调整为新的C级错避峰300万千瓦。
浙江省电力调度通信中心副主任戴彦透露，浙江对高耗能企业进行轮流限电，一季度被限电的企业达50多万户次。
4月份以来，浙江、江西、湖南等省份相继出现用电紧张的局面，其中湖南电网最大限电负荷达到570万千瓦，占该省实际用电需求的33.7%。
“5月份开始，我们就被限电了，今年来得有点早。”温州一家印刷企业负责人很无奈。按照往年的惯例，用电紧张一般会在七八月份凸显，今年，电缺口突然前移，“开五限二”的政策整整提前了3个月。
浙江省绍兴县则启动了B级有序用电方案，即高能耗企业高峰时段错避峰生产；连续生产专线企业高峰时段限荷30%，共用专线企业每周2天高峰时段错避峰用电。
“当前还不是用电高峰期，差不多要到七八月份，随着气温的升高，居民用电这块会大幅度增加，那个时候供需矛盾会突出一些。”浙江省电力公司石红星说。
温州市政府一名官员说：“目前，开发区那边是有限电的，但并未影响到居民。”此次， 温州有21家重点用能企业被列入了浙江超限额用电监察名单中。
浙江居民的消费水平比较高，空调普及率位居全国前列，高峰期空调的用电量占整个居民用电的1/3左右。当居民用电达到峰值的时候，浙江将面临更大的用电压力。
“我们制定了详细的应急预案，缺口达到100万千瓦怎么调度，达到峰值怎么调度。总的方针还是保障居民生活用电，一些环保的、低耗能企业会受到相应的保障，而高耗能企业会受到一定限制。目的也是想让这部分高耗能企业借此转变他们的经济增长方式。”石红星说，“比如说，一般低耗能企业每周停一次，那么高耗能的就可能被停两次。”
用电缺口的提前到来并非浙江一省，相邻的江苏、湖南、安徽、江西等省份均出现了不同程度的用电紧张。
“浙江有1/3的电来自外购，但今年各省都不同程度的有用电缺口，所以外购这块也比较紧张。”石红星说。由于外购电力的减少，加上省内发电能力的有限，目前，浙江省供电能力仅有3535万千瓦，而用电需求预计3850～3900万千瓦，用电缺口在300万千瓦以上。伴随“电荒”波及的省份越来越多，浙江电力供应形势将从近几年的“季节性、时段性”缺电，转变为“全年性、持续多时段”缺电。
“我们预计，高峰期缺口将达到500～700万千瓦。”石红星说。
多重因素叠加下的“供需矛盾”
目前，浙江的发电机组基本是满负荷运行，但仍无法满足用电的需求。
2011年是“十二五”开局之年，浙江大批新项目集中上马，电力需求也随之井喷。
5月14日，国家能源局公布了最新的全社会用电量统计数据。1～4月，全社会用电量累计14675亿千瓦时，同比增长12.4%。其中，第二产业10895亿千瓦时，增长12.1%。
在浙江，一季度GDP增幅10.4%，随之而来的用电量同比增长15%，预计全年统调最大用电负荷5000万千瓦，同比增长18.92%。
浙江省约75%的用电量为工业用电，火电占浙江省内发电比重为80%，目前，浙江省总装机在百万千瓦以上的火电厂有10多家。受节能减排的压力，2010年浙江省关停了85万千瓦统调小火电机组。用电量大幅增加，而有效供给却明显滞后。
石红星说：“缺电的原因是复杂的。去年全国减排的压力比较大，浙江关停了大部分的小火电，在没有新项目投产的情况下，这也造成了供需矛盾。这几年，浙江没有上马新的发电机组，而省内用电量确实是在增加。”
2010年浙江省新投产的装机容量仅为83万千瓦，今年还没有新机组建成投产，供需矛盾是显而易见的。“三峡的电主要用来保障上海，浙江的核电也统一由国家来调配，在这种情况下，浙江是比较尴尬的。”石红星说。
在电力供需矛盾还无法解决的现实中，浙江的民企显然首当其冲。
温州一家电器厂彭伟说：“被限电最多的就是我们这种小型民企，这几年也习惯了。今年温州这边的企业招工比较困难，很多工厂严重缺人，有些服装企业只能开一条生产线，限电的影响有限。”
温州总商会一名工作人员透露，目前，温州的企业已经开始转型。“很多企业都放弃了实体经济，而转向资本市场，即使是限电，对企业也不会形成致命打击。”
但宁波、湖州、台州等地的民企仍然是实体经济为主，粗放型的增长方式仍占据主流。一名当地记者透露，在去年夏季，湖州就出现了因为对民企限电而发生的极端个例。“有企业曾经给当地政府寄恐吓信，要求停止限电，以此种方式对政府逼宫。”
中国电力企业联合会统计部主任薛静在接受新华社采访时称，2011年，将是自2004年“电荒”以来缺电最严重的一年，而且还没有“探底”。预计全国供电缺口在3000万千瓦左右。
这还仅仅是保守估计，如果把夏季旱情纳入考量，当水电受到影响后，全国电力缺口将扩大到4000万千瓦左右。2012年最大电力缺口达到5000万千瓦，2013年若情况得不到改观，最大电力缺口将超过7000万千瓦。
4月29日，浙江省海宁市天通控股股份有限公司、海利得新材料有限公司等10家用电大企业与海宁市供电公司签订了《2011年夏季有序用电错避峰协议》，主动承诺在夏季用电高峰让电于民。
此前，国家曾要求各地进行差别电价试点，要求对一些高能耗、不符合产业政策导向的企业行业实行惩罚性电价。今年6月1日开始，浙江省选取了44个行业中产品较单一的239家企业为首批“惩罚性电价”的监察对象。超限额标准1倍以上企业，将在标准电价的基础上每度加收0.3元；超限额标准1倍以内，每度加收0.1元。
但在被确定的239家企业中，超限额的企业不到全省的10%，惩罚性电价主要在于强化高能耗企业的节能观念，这种权宜之计，并不能从根本上改变浙江用电紧张的局面。
供需矛盾、煤电价格矛盾、电力结构性矛盾等多重原因叠加，使得今年“电荒”提前到来并逐步蔓延。
在中国的能源分布中，西部地区占据了大部分份额，但用电需求却集中在东部沿海的发达省份。这种逆向分布的特点，再加上电力系统的固有体制弊端，使得供需矛盾长期无法根本解决。
复杂的电危机
东部缺电严重，但西部地区却有盈余。跨区域输电能力不足，造成了“东部缺电，西部窝电”。今年夏天，东北、西北电网电力盈余2700万千瓦，但由于跨区电网建设滞后，输电通道不畅通，这部分盈余还无法惠及华东、华中地区。
在供需矛盾之外，煤电价格机制的混乱一直被视为“电荒”根本性原因。
“市场煤”持续高企，火电企业发电成本大幅上升，但上网电价因受到政府管制却无法相应提高，火电企业亏损严重。
中国电力企业联合会5月17日首次公布电力企业月度经济效益情况，数据显示，1～4月份，我国五大发电集团的火电生产业务亏损105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元。
4月份，发改委上调了16个用电紧张省市的上网电价，但这并未抵消电煤持续上涨给火电企业带来的冲击。华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团4月火电业务继续亏损17.1亿元。
今年前3个月，我国中部、东北地区各省火电企业继续全面亏损。安徽、山西、河南、湖北、湖南、江西等中部六省的火电生产企业合计亏损52.5亿元。截至3月底，电力行业负债率为65.4%。
“浙江这块唯一的特点就是，年初一条海上运输通道被轮船撞断，这个通道的修复还是需要一个很长的过程。这确实影响了一部分火电的电煤存贮，这也是导致4月份就出现用电缺口的一个原因。” 浙江省经济和信息化委员会调研员贾帆联说。
但总的来讲，浙江的电煤储存应该和往年差不多，电厂10天内的电煤储存并没有明显下降。
国家电力监管委员会办公厅副主任俞燕山说：“从最近一周监测情况来看，从中西部青海、湖北、湖南等传统缺煤省份到山西、陕西、河南等产煤大省都出现了缺煤导致火电机组停工现象。”
截至3月底，全国重点企业电厂的电煤储量为5071万吨，可用13天。截至4月中旬，全国重点电厂电煤的库存为5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。
高耗能企业用电大幅反弹成为了此次“电荒”的最直接原因。
今年1～3月浙江省重工业增加值增长13.7%，工业用电比重最大的10个行业用电情况显示，1～3月用电量增长率最高的是有色金属冶炼及压延加工业，同比增幅为73.17%，其次是非金属矿制品业，同比增幅为23.82%。
在计划经济时代，是投资不足导致“电荒”；从1997年至2004年，是投资商受到抑制而导致“电荒”；从2005年至今，“电荒”更多是由于价格机制失调所致。
伴随经济平稳较快增长，12%以上的用电增长速度有其合理性，但今年以来东中西部均出现工业特别是重工业用电的强劲反弹，这凸显了我国依靠重工业拉动经济增长的惯性。
电力专家吴钟瑚说：“2010年在节能减排的约束下，一些地方暂停高耗能、高污染项目审批。大批项目转移至今年上半年开工，带来电力消费的大幅攀升。”
贾帆联则指出：“‘十一五’期间，浙江省关停小火电的力度应该是全国最大的，目前，浙江的发电企业还是很先进啦，每度电消耗不到300克标煤，这个在国际上也是比较先进的了。”
一面是减排压力导致的小火电关停，一面是高耗能企业用电的强力反弹，“电荒”的不期而至便顺理成章。
“国家要求‘压小上大’，一些小火电相继被关停，但‘等量互换’还是需要一个时间段的。从项目审批到建设，再到投产，这需要一个很长的过程。目前国家在审批这块是非常严格的，明年浙江没有一个新建项目，这就造成了一种阶段性的供需矛盾。” 贾帆联说。
浙江省曾经在2010年上半年向国家有关部门上报了皖电东送交流工程的核准申请，目前电力部门的线路工程项目部标准化建设已全部完成，但是核准批复仍迟迟没有下来。根据国家发改委的要求，浙江省“十二五”单位GDP能耗下降指标为18%，须节能3847万吨标煤。减排压力和经济发展之间的博弈仍然是今后电力系统内的难题。
5月12日，浙江能源集团紧急动工总投资78.9亿元的舟山六横电厂，设计装机容量200万千瓦，年发电量可达175亿千瓦时。预计建成后，至少可弥补浙江新增电力需求缺口的四分之一，缓解浙江“电缺口”。
浙江省电力公司石红星认为：“就目前来说，从根本上解决用电缺口还很困难，这个要看国家的政策，电价涉及到国计民生，是国家发改委统一制定的，企业并没有定价权。”
根据国家电网公司“十二五”电力发展规划，“十二五”期间，浙江省将新增3条交流特高压、2条直流特高压的布点，届时，将会增加供电能力2500万千瓦。加快建设跨区域、远距离的特高压电网，扩大“西电东送”规模，或可成为破解阶段性“电荒”最有效的办法。
广东东莞中小企业缺电调查
真正的“电荒”尚未到来，但电力紧张已经让中小企业心“慌”意乱。在广东工业重镇东莞的调查显示，以技术革新、机器化应用为主导的产业升级加大了中小企业对电的依赖，而当地的“错峰用电”方案使得诸多中小企业面临进退两难的困境
文|特约撰稿 刘进 东莞报道
“3号、6号、10号、13号。”范湘华一边说，一边拿笔画着圈。
桌上5月份的台历，原本干净素淡，现在很快就留下了两对熊猫眼。这位东莞市盈时利表业有限公司的电工，一直用这种方式给自己做日常工作提醒——那些被圈中的日期，是4月底当地供电部门下达的错峰停电最新日程。
在接下来的日子里，他必须启动公司8台柴油发电机向车间应急供电。
受错峰用电影响，今年前4个月，盈时利公司的自发电小时数已超过了去年的全年水平。“接下来的形势肯定会更严峻，必要时公司可能针对不同车间实行错峰上下班。”范湘华说。从供电部门的错峰用电通知中，他仿佛嗅到了2008年金融危机前那股用电紧张的气息。其时，盈时利公司的自发电时间超过了2000个小时，自发电量占公司全年用电量的9%。
过了两年用电无忧的日子后，盈时利公司又一次身陷“世界工厂”的电荒阴霾之中。
电“慌”下的中小企业生态
一种不安的情绪，正在“被限电”的企业间迅速蔓延。
5月以来，每逢周二、四、六，东莞虎门盈多五金塑胶制品厂原本喧嚣的一楼车间就会变得异常安静，全自动制模生产线一动不动地停在那里，70多名工人中只留下不到一半，在停滞的流水线旁悠闲地擦拭着已成型的产品。
此刻，坐在二楼办公室里的秦广发却无法平静。“生产线停了，工人工资还得照发，否则很快又要为招工发愁。”秦广发说。生产计划被打乱后，盈多厂的产能已经下降了50%。不仅如此，一些计划内的订单也只好放弃，他和同事们不得不一而再地向客户解释，协商推迟出货时间。
一年多前将建厂之初购买的柴油发电机转手他人，现已无自备电源的盈多厂，只能听着其他工厂轰隆隆的发电机声和机器运转声，黯然关停生产线。“这样下去，真不知道还能坚持多久。”秦广发说。
最近，同在虎门开制衣厂的方彩霞也坐立难安。在原料成本翻番、人工成本上涨近3成之后，今年再次冒出来的“电荒”，又给她新增了一项成本——5月第一周，错峰停电的两天，她的倚盈服装厂通过自备发电机供电，电费纯支出增长了一倍。
“一周停两天，生产已经是捉襟见肘，停三天日子就没法熬了。”方彩霞说。对于制衣等传统产业来说，拼的就是产能，一周开满五天工也仅能维本运营，不加班基本上没有利润可言。刚从年初用工荒中缓过神来，又遇到用电难，她反复感叹“生意越来越难做了”。
停电给东莞中小企业带来的不止是产能减少、损失扩大以及成本增加等内部运营压力，与之相关的产业链的其他环节影响更大。以制衣业为例，方彩霞说，制衣是个传统劳动密集型行业，但随着近两年产业转型升级的推进，刺绣、烫花等工序的机器化应用明显增多。停电后，这些工序首先被波及。而一个链条运行不畅，整个产业链都会受到影响。
“真的要‘开四停三’，那还不如直接宣布我破产算了。”寮步一家机械制造厂老板陈先生说得更加直白。他的工厂是寮步镇转型升级示范单位，目前生产中的机器应用率已超过50%。
“有保有压”是广东错峰用电方案的基本思路，东莞市共有90家企业被认定为2010～2012年东莞的龙头企业。戴上“龙头企业”帽子的，即使遭遇用电紧张等，都会因此特别受到关照。
但对正处于转型升级中的中小企业来说，缺电的压力正在逼迫他们做出新的选择。以技术革新、机器化应用为主导的产业升级，强化了企业对电的依赖。而缺乏准确区别和细分的错峰方案，不但不能成为企业转型升级的“倒逼”动力，反而使越来越多的企业陷入了要不要转型升级的思想斗争之中。
升级，缺电。不升，出局。
限电令下的“开四停三”
事情并非没有预兆。
去年11月，东莞市政府一纸节能减排的“限电令”，一举将全市7784家企业统一纳入了“开六停一”的错峰用电范畴。东莞市供电局市场部一负责人说，当时东莞用电形势已显紧张，节能减排的错峰计划恰好利用了用电负荷的缺口。
此后，广东省电网技术接受例行检修，再次加剧了区域电网的结构性失衡，东莞日错峰负荷达到30～40万千瓦，这一状况一直持续到了今年1月中旬。1月末至2月中，是农历新年，用电负荷终于趋于平稳。
但是等节后企业全部开工，形势又再次严峻起来。
2月25日，春节过后的第一轮订单高峰到来，东莞日最高用电负荷缺口攀至今年最高，达到了75万千瓦。
此时，受经济持续回暖带动，企业用电需求继续攀升。
事实上，对于供电资源99%依赖于广东省网调配的东莞来说，广东省网用电负荷状况才是其用电局势真正的决定性要素。据统计显示，今年第一季度广东全省用电负荷缺口约为100～200万千瓦。与过去两年相比，今年的用电负荷压力明显增大。不仅如此，广东省经信委还预计，第二季度广东省最大用电缺口将达400万千瓦，比去年增加一成，相当于广东统调最高负荷需求的5.5%。
南方电网500千伏鲲宝线重点工程的在4月份开建，则直接令东莞多条供电线路受到影响。
尽管目前广东还没有在全省统一启动错峰用电的计划，但鉴于形势，几个用电大市都已经开始着手行动：广州率先启动了错峰用电预警机制；佛山则从“五一”起对一些金属等加工企业实行选择性错峰；深圳的宝安和光明两区也已先行制定4～6月的错峰计划……
“东莞今年的最高用电负荷预计会达到1142万千瓦。6月下旬前，东莞的供电形势会比以往更严峻，全市最大负荷缺口估计可达120万千瓦。”东莞市供电局市场部负责人说。
在此背景下，4月初，东莞市供电局正式发布了一则限电通知：第二季度，东莞大部分镇街都将有选择的执行“开六停一”或“开五停二”。严重时，将对21个镇街局部范围的工业专变用户实行“开四停三”。
超过六成镇街的企业可能会实行“开四停三”！东莞工业用电拉响了自2008年金融危机以来最严厉的一次警报。
电机租赁“卷土重来”
无论如何，没有人会愿意坐以待毙。
为应对错峰停电，有条件的企业纷纷启动自备的发电设备，一些尘封已久的柴油发电机又开始运转了起来。
入夏后，东莞虎门镇的工业区里几乎到处都能听到发电机的轰隆声。
盈时利公司厂务部主管唐先生，已经就范湘华提出的增购发电机的想法，向公司高层提交了一份建议，并开始为现有电房扩容思考对策。
但发电机高额的购置价，却让很多中小企业望而却步。于是几近消失的发电机租赁业又重新鼓噪起来，东莞樟木头镇一家机电设备租赁公司的业务经理廖华林说：“市场开始有起色是从去年9月开始的。”
机电租赁行业在2003～2005年间迎来巅峰，但在2008年下半年突然陷入了低谷，并最终归于沉寂。低谷时剩下不到二三家，且规模大幅缩水，原本在各地设置的代理处全部撤销。
“现在又有了危机前的感觉，每天都有客户需求，不只是东莞，一些江浙的企业也闻讯而至。” 入行20余年的廖华林说。据不完全统计，现在东莞发电机租赁公司就有30余家。竞争之下，最近发电机市场租赁价已下调近10%。一台功率1000千瓦的原装进口发电机，购买价约为210万，月租费则是每千瓦70元。
秦广发和刘华奇都说，如果限电形势继续强化，会考虑建议公司租发电机增加供电。
但自备发电直接加剧了企业成本的上升。范湘华给《小康》记者算了一笔细账：盈时利公司的8台柴油发电机，总功率是3000千瓦，供全厂发一次电(共17小时)总耗油约为9000升。总发电量一天按3万度计，自发电每度成本价约为2.2元，而正常上网电每度则为0.9元。一度电的成本至少增加1.3元，一天用电的总成本将增加近4万元，还不包括耗材、折旧和机器维修成本等。
还有人对自发电的能耗及其连锁反应表达了更深层次的担忧。东莞中电商务部经理张志说，企业通过自备小发电机组发电，不仅成本高，能耗和污染也更大。同时，还可能会引发新一轮的“柴油荒”，并反过来再提高全社会的发电和用电成本，酿成一系列不可控的连锁反应。
“政府借错峰限电来节能降耗，而企业为保产能自主发电，单位产能成本更高了，能耗却没真正降下来。”虎门供电所一负责人无奈地笑了笑说。
发电14天 亏损1000万
4月17日凌晨，东莞中电新能源热电有限公司(以下简称“东莞中电”)的一台备用9E机组发出的轰鸣声打破了夜的寂静。
自金融危机以来，这是该公司首次承担顶峰发电任务。截至4月30日，该台机组共完成发电任务约3223万千瓦时，为东莞城区及时补充了15万的用电负荷缺口。
其实，在东莞类似的9E电厂还有3个，分别是深能源樟洋、深南电高埗和东莞电化通明，4家累计装机容量达144万千瓦。2005～2008年期间，这批被广东省电网定性为调峰机组的电厂，曾多次化解过东莞电力供应的燃眉之急。危机之后，企业用电需求急剧下滑，这批调峰机组才逐渐淡出了人们的视野。
今年春天，东莞各企业用电需求增长，调峰机组再现用武之地。这对于东莞中电来说，似乎是一个好消息，但其副总尹殿喜一算账，就高兴不起来了。
现在一立方的气价是4.5元，可以发4.78度电，一度电的燃料成本价格约为1元。不计银行贷款利息、管理和机器维护与折损等成本，该价格与加上燃油燃气补贴后的上网电价基本持平。但是，广东省电网对9E机组的补贴是严格控制在每套机组每月3500万千瓦时以内的，超出部分的上网电价将只有0.62元。
这意味着，机组超时发电每一千瓦时净亏约0.4元。据测算，发电14天亏损已超过1000多万。
东莞中电有劲使不上，“这样的补贴政策下，为避免发电越多亏损越多，9E电厂基本上都对发电量进行了控制，实际出力约相当于额定出力的一半。”尹殿喜说，企业最终是要靠盈利来生存的。
显然，在电荒阴霾下，对调峰机组来说，并非没有供电能力，而是在既有电价和补贴机制不变的前提下，无法承担顶峰发电所带来的成本压力。日益增加的用电需求，对众多电厂来说，看似好消息，却也可能是令人不安的坏消息。
考虑到通货膨胀压力，短期有效的缺电解决措施是两头做，调电价和控煤价；中期解决方案是煤电联动；长期而言，根本的解决办法依然是市场化的价格机制的改革，我们可以采用“摸石头过河”的渐进性改革，但需要有步骤、有计划进行
文｜林伯强
目前的缺电应该只是局部地区、短时间内的缺电，大多人不会受到影响。但是，现在淡季就缺电，到二季度迎峰度夏时，电力缺口会进一步拉大，届时我们可能会面临更为严峻的考验。对于目前的缺电原因，说法很多，也应该都有关系，但主要原因还是供应积极性。
首先需要提出来的是，我国目前处于城市化、工业化阶段，这个阶段的基本特征是经济增长快，而且能源电力需求快速刚性增长。当GDP增长比较快，电力需求增长也比较快时，局部和短暂缺电是一个相对的、可能的现象，我们只能在成本允许的前提下做到尽量不缺。
当下“软缺电”成本更大
从需求的角度看，电力需求增速加快。一季度全社会用电量同比增长12.7%，3月份单月同比增长13.4%。五大高耗能行业一季度用电量同比增长就达到了11.3%，比1～2月加快了1.6个百分点。快速增长的电力需求一方面说明了目前国内经济增长依然强劲，但另一方面也反映出去年下半年拉闸限的电，今年一季度又还回来了。从供应的角度看，比如说，水电出力不足，网输送能力不足，火电投资动力不足，风电在负荷高峰时无法起到支撑性电源的作用，缺乏灵活调节的能力，等等。应该说，有关供需的各种说法都对，现阶段电力需求增长快，对于电力平衡来说，每个环节、供应点的问题，都可能导致缺电。
政府需要尽快解决电力短缺，因为“电荒”可能导致“柴油荒”。
面对限电，虽然柴油发电成本高，一些中小企业为了保订单，不得不使用柴油来发电，这在去年下半年限电时，我们已经看到过了。另一方面，地炼产能占据我国总产能的20%以上，近期国际油价大幅度走高，由于政府不能及时到位上调国内成品油价格，以前看到的批零倒挂，炼厂亏损出现了。这种情况下，炼厂会减产甚至停产，至少地炼会这么做。上述两个原因将导致国内很快面临“柴油荒”。
目前的“电荒”已经不是与经济增长相关的局部和短暂缺电，影响面积大，且愈演愈烈。以往“电荒”是由于装机容量不足的“硬缺电”，解决的办法比较简单，就是尽快增加电力装机。目前是在电力装机充裕的情况下的“软缺电”，缺电的成本更大。
电厂越发越亏，发电积极性降低应该是此次电力供应紧张的根本原因。2010年火电行业亏损面超过了40%。造成火电企业亏损的原因主要是煤炭价格较2005年以来增长了一倍，而上网电价又无力消化燃料成本上升的压力。许多火电企业，煤的成本从占运行成本的50% ～60%，上升到近70%以上。并且按目前的煤炭价格增长的速度，这一比例今年有可能会接近80%。
当然，由于电厂基本是国企，即使是亏损，也必须保证供应。但是，保障供应的积极性很重要，在电力需求增长比较快时，一旦电和煤的供应不积极，或者没法积极，或者手脚慢一些，就会很容易出现我们看到的局部和短期内的缺电。按理说，目前火电装机应该还算充裕。在真正电力短缺的2004年，火电平均设备利用小时数接近6000小时，而2010年才5000小时左右，今年第一季度的火电设备平均发电小时只有1292，同比增加5小时。如果电厂像2004年那样拼命发电，应该不会出现缺电。但要看到是，2004年电力行业之所以愿意拼命发电，很大程度上是因为煤价便宜。因此，在目前短期内无法理顺电价的情况下，让发电企业发一度电，赚一点点，对于解决缺电问题，可能很重要。
煤炭行业的卖煤积极性也是缺电的原因。国家发改委要求主要煤炭企业维持煤炭价格稳定，电煤年度合同煤价不能变。在电煤限价，其他煤种不限价的情况下，电煤供应的积极性会降低。要求煤企按照限价按质按量供应电煤，本身就是一个很大的行政挑战。
如果电力短缺主要原因是由于供应积极性问题，短期解决矛盾的关键是如何保证积极性，急迫的解决方案就是提高电价，或者补贴，还有行政引导。可以考虑三种办法同时做。
解决电力短缺要“三管齐下”
考虑到通货膨胀压力，短期有效的缺电解决措施是两头做，调电价和控煤价。政府适当提高电价，让电企每发一度电，挣一点点，至少不亏损。但是，调电价不能几个省调，必须要全国调，因为单调部分省份，其他省份就可能“缺电”。此外，光调电价不够，因为煤价可能会跟着电价涨。压煤价不能只针对电煤，而是对所有煤全面限价，这样，电厂会成为煤炭的好顾客，因为电煤是大宗的，有资金保证。
万一由于通胀等因素，政府认为提高电价有宏观风险，需要考虑补贴，因为发电厂太分散，可以考虑提高上网电价，终端电价不动，将煤电的矛盾集中在两个电网，通过补贴电网来把握可接受的终端电价调整限度，补贴的方式可以比照以往的石油行业补贴。但是，补贴的问题在于无法解决煤炭涨价。最后的办法是行政引导的强制性的卖和强制性的买。比如发改委的“约谈”，甚至将产量与业绩挂钩，但这应该是非常时期的做法。
中期解决方案是煤电联动。在电力市场化改革不到位的情况下，切实推进“透明的”煤电联动是中期解决煤电矛盾的有效手段。在煤电不联动的情况下，较小幅度的煤价上涨可以迫使电力企业通过提高效率、降低成本来抵消煤价影响。大幅度煤价上涨可能会导致不利于效率的结果。也就是说，让电力短期亏损可以，长期亏损会迫使电力行业做出不利于效率的行为，包括其辅业发展和将过多的精力投入电价的博弈，这些最终都可能增加电力供应成本。
煤电联动的一个难题，或者是一个担忧是：电价涨，煤价接着涨。如果政府不想管制煤价，就需要抑制煤炭价格上涨的动力。我国的煤炭资源基本是国有的，产量相对集中，以国有大型煤炭企业为主。因此，当煤炭价格大幅度上涨，可以考虑像对石油一样，由中央政府对煤炭征收“特别收益金”，即通过测算煤炭资源的成本、各种费用以及利润空间，保证留给企业足够的收入用于可持续发展的开支后，计算出特别收益阶段。中央政府征收煤炭“特别收益金”可以提供卖多而不是卖高的动力，从而缓解煤价上涨对电企造成的压力。另外，中央政府还可以用“特别收益金”的收入建立特别基金来稳定电价，避免电价大幅度波动。之所以“特别收益金”需要由中央政府征收，是因为地方政府可能有征后返回的动力。
煤电联动机制非常重要。没有一个有效的定价机制，价格、企业运行和投资都将充满不确定性。在缺乏价格机制的情况下，价格调与不调，两面说常常都有道理，权衡常常会使决策滞后，造成损失，这就是价格机制的重要性。
针对我国煤、电、油、气、运供需中的突出矛盾和气荒电荒油荒，追根究底，原因都是价格问题，最经济的解决方案是建立长效机制。短期的解决方案是保证各方的供应积极性，由于市场扭曲而不经济。煤电联动的本质仍是政府主导，不属于市场价格形成机制，还是有其不确定性，也会造成扭曲而不经济。因此，长期而言，根本的解决办法依然是市场化的价格机制的改革，我们可以采用“摸石头过河”的渐进性改革，但需要有步骤、有计划进行。
(作者系长江学者特聘教授，国家能源专家咨询委员会委员，国家发改委能源价格专家咨询委员会委员)
