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□本报记者周勇刚 实习生吕华芳
步入2005年，刚刚过去的第一个季度，让中国人不寒而栗。全国共有24个省、市拉闸限电。而这一缺电缺口提前增大的严峻态势，今年被普遍视为自上个世纪80年代以来电力最紧缺的一年。
从5月1日起，由发改委起草的《关于建立煤电价格联动机制的意见》经国务院批准在全国范围内正式实施，这无疑对当下中国能源业是一个利好的消息。
据统计，近年来，电煤价格上涨超过了50％，电煤价格与煤炭市场的价差从10元扩大到100多元。而迅速上涨的煤价令发电厂不堪重负，以成本大幅度攀升而拒绝发电，给原本严重缺电的市场带来了新的危机。
到2020年，我国以煤电为主的格局仍然不会发生变化。而推出煤电价格联动机制，其首要目的就是把电价纳入市场机制，价格的涨跌完全由市场决定。业内期盼，此机制能够对汹涌而至的电荒乃至整个市场危机起到有效化解的作用。
缺电前移缺口增大
这两年，电荒如同一个黑色的幽灵在中国人的生活中游移，且挥之不去。
据国家电监会的监测，2004年电荒席卷了国内21个省、市，在用电高峰时段电力供需缺口达2000万－3000万千瓦。这其中，湖南省电灾最为严重，日缺电5000万千瓦时；北京市缺电凸现，在夏季首次拉阐限电并达到7万千瓦；一进枯水期，四川拉闸限电电量超过3400万千瓦时。
电荒成为了时下中国人生活中最流行的词汇。
步入2005年，刚刚过去的第一个季度，让中国人不寒而栗。据统计，一季度，全国共有24个省、市拉闸限电。而这一缺电缺口提前增大的严峻态势，业内专家把今年普遍视为自上个世纪80年代以来电力最紧缺的一年。
春节期间，广东省出现电力、电量双缺现象，电网日最大错峰量超过100万千瓦。假期以后，电网负荷增长迅猛，电力缺口超过450万千瓦。而平均每周停电两次，已让这个占全国出口1／3的大省不堪重负。
数据统计，3月份，河北省的负荷率已达90．41％，创历史最高水平。按原来的预计，今年河北省南网最大负荷为1140万千瓦，而夏季电高峰期电网最大出力可达985万千瓦，供电缺口将突破200万千瓦已成定局。
二季度刚进入，各地又传来电荒危急的消息。
4月7日，河北省南部电网发购最高负荷达到1176万千瓦，比去年同期增长223．5万千瓦，最大日限电110万千瓦。而春灌高峰时期的来临，电力缺口预计将达百万千瓦以上。
5月10日，山西省电力供应预警办公室发布了第五号电力预警信息，预警等级变为橙色，缺电负荷达到220万千瓦。按预测，持续时间超过一周。
临近夏季，态势趋向更加严峻。按计算，今夏江西电网高峰电力缺额将达到60万千瓦，最高负荷应对能力缺额甚至要达110万千瓦。据预测，今年江西电网用电最大负荷出现在7月份，预计为650万千瓦，比上年同期增长7％左右。
今夏，四川全省电网最大用电负荷将达到950万千瓦，同比增长31．94％。而全省电网最大发电能力863万千瓦，电力缺口87万千瓦。按预测，最困难时全省可供电力670万千瓦，用电缺口则变得更大，今夏7、8、9三个月为高峰时段。
长江三角洲和珠江三角洲今夏最为严重。按预测，江苏、上海两个地区7、8月份电力缺口将是上一年同期的两倍多。而浙江更为艰难，除每个月电力均有较大缺口之外，夏季高峰期间电力缺口将达到800万千瓦左右。
煤炭资源相对丰富的内蒙古今年也将出现缺电局面。据监测，蒙西电网缺电局势正在加剧，电力供需矛盾比去年突出，今年蒙西电网缺装机容量550万千瓦。
依据有关权威部门做出的预测，今年国内最大电力缺口将出现在第三季度，总计约2000万－2500万千瓦。而第一季度的电力缺口大致为950万－1250万千瓦；第二季度的电力缺口大致为1150万－1450万千瓦；第四季度将出现较大缓解，电力缺口大致为700万千瓦左右。
国电网按照各主要电网电力电量平衡结果，预计2005年全国电力供应缺
口仍然很大。在全年迎峰度夏期间，华东电网最大电力缺口将达到1100万－1400万千瓦；华北电网最大电力缺口竟高达300万千瓦；华中电网和西北电网仍然存在很大缺口。而在今年枯水期，南方五省区电网最大电力缺口大致为700万－800万千瓦。
对国内电力严峻态势，国家发展和改革委员会也作了一个基本描述：2005年的电力整体仍然偏紧，预计最大电力缺口达2500万千瓦，今年拉闸限电的程度将有所减轻，但华东、南方和华北三个地区的矛盾还会很突出，有效保证电力供应仍将是今年经济运行中的重点和难点。
顽症再发新药解求
有专家分析指出，接连不断的电荒，不仅仅影响国人正常生活，还给国内经济带来巨大的损失。它已经成为我国经济发展中不能承受之重。
据专业机构的估算，现在每缺1度电，就带来7元的GDP损失。以用电缺口占全国2／3的华东和华南地区为例，缺电约300亿度，将影响产出逾2000亿元。
心痛之余，让我们不得不再次审视缺电的症结。
“造成我国电力短缺的原因有多种，既有电力供给不能满足电力需求、价格体系尚未理顺、产业结构水平低等体制上的原因，也与我国宏观经济快速增长带来用电需求在短时间内大幅上升有密切关系，电力供给不能很好地适应需求的更快增长。”一位经济学者如是说。
快速增长的电力供给赶不上更快速增长的电力需求。据统计，2003年全国新投产的装机容量达3484万千瓦，2004年新投产的装机容量达5055万千瓦，且去年新投产的装机容量破世界纪录。与此同时，近两年来全国电力需求增长都保持在15％左右，这在中国历史上更是少有的。
至于如此巨大反差的出现，这里既有合理的因素，如生产扩大、生活水平改善等，更有不合理的因素，像一些地方不顾客观实际，盲目攀比速度，固定资产投资规模过大。
实际发电量和装机能力不能保持同步增长。资料显示，去年全国发电设备容量比上年增长12．6％，为近十年以来增幅首次达到10％以上；水电设备容量突破1亿千瓦，达到10826万千瓦，同比增长14．1％；火电设备容量达到32490万千瓦，同比增长12．1％。但由于电煤供应的制约之故，全国部分火电机组“无米下锅”，致使采取停止运行或低负荷运行，由此大大降低了电力供应能力。
据悉，去年以来，京津唐、安徽、河南、湖北、湖南和陕西等省份缺煤停机情况严重，装机容量富余的山东电网也因为缺煤停机出现了拉闸限电现象，福建、湖南、广西、云南、贵州、四川、重庆等水电比重较大的省份，在枯水季节水电减发严重，造成电力供应的季节性短缺。
能源消耗高且利用率低。据调查，目前在我国高能耗企业数量众多，工业耗电占了74％。而广大中小企业又普遍存在粗放式的经营，导致能源利用系数低，造成电力很大浪费。中国去年GDP按照现金汇率计算，只相当于美国的1／8，而消耗的电力却是美国的一半。中国消耗的电力比日本还要多，但GDP只相当于日本的1／3强。
这样做比较，可能没有把汇价的不可比因素考虑进去。而换另一种方式来计算，则为我们提供了一个更清晰的概念。同样1亿千瓦装机能力实现的GDP，在美国为11760亿美元，在我国为3025亿美元，两国每实现1美元GDP产出的电耗相差近四倍。
重化工业过快过猛发展。一般说来，从需求角度看，造成电力供应紧张的根本原因在于重化工业的超常发展。近三年来，在居民消费结构升级和城市巨大基础设施投资需求的双重拉动下，国内快速形成了一批高增长“产业族群”，钢铁、水泥、化工、电子通信、煤炭等占整个工业新增利润的一半以上。而这些高耗能产业，对煤电油运的需求无疑是巨大。而在这两三年中，尽管煤炭、电力、石油生产也保持较快增长，但仍然赶不上需求增长速度。
据中国电力企业联合会发布的报告
显示，今年1至4月份我国全社会用电量为6493亿千瓦时，与去年同期相比增长15．5％，工业用电仍然是拉动电力需求的主要因素。其中，钢铁、水泥、建材、电解铝等高耗能产业的用电量增长仍然在20％以上。
煤电成为电力供应的“瓶颈”。根据中国煤炭工业协会的统计，去年全国煤炭总需求达19亿吨，其中电煤消耗总量达到了9．6亿吨，同比增加超过1亿吨，今年国内煤炭需求总量将超过20亿吨，电煤需求增加会更多。而按电力部门的预计，今年新增装机容量可达5000万千瓦以上，增加发电用煤需求约1亿吨。
总量缺口确实存在，而煤电两行业间的价格博弈更阻碍煤电的长期、稳定的供应。在2004年全国煤炭订货会上，占全国煤炭订货总量50％以上的电煤价格双方始终相持不下，整个电煤采购计划无法落实，双方彼此完成了部分购销合同的签约。
煤炭运输制约火电燃料矛盾凸现。前两年煤炭运输瓶颈制约使火电的燃料供给矛盾在今年变得更加突出。春节刚过，南方不少电厂频频告急，他们的煤炭库存已不够维持一个月。而此时在秦皇岛有大量的煤炭被卸放，煤堆迅速变成了小山。据中国大唐燃料公司总经理高恩清透露，在去年用煤最紧张时，大唐49个火电厂有14个电厂的电煤储备是在警戒线以下，而今年恐怕要比去年更严峻。
据统计，这两年煤炭直达列车运行线不断建设，每年平均增加30条线，运量同比每年增加都在18％左右。尽管这样，却仍不能及时运抵。
对影响2005年整个电力市场的因素，多数学者、专家认为有三个方面：国家宏观调控政策对抑制部分行业过快发展的实际效果；电价调整政策对电力需求的调节效果；需求管理仍是缓解矛盾的重要手段，但需要更有效的市场措施来推动工作。
而更需要指出的是：“市场煤”与“定价电”间的矛盾是中国电荒原因的根本所在。
客观地看，由于煤和电这两个行业改革不同步，导致了今天市场价格机制失衡。作为终端的下游的电价被定死，而作为上游的煤却是放开的。而近些年来，随着对煤的需求的增加，煤的价格涨了又涨，由此导致了用市场煤发电的利润很低。
火力发电作为我国发电格局的主要构成部分，在未来20年中不会改变。而或许正是基于这一战略考虑，煤电价联动被千呼万唤始出来。
此次《关于建立煤电价格联动机制的意见》明确指出：确定建立市场化的煤电价格联动机制，在放开煤价的基础上，对电价实行竞价上网。要求电力企业消化30％的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化调整。
市场化进程受阻？
电力是可以造成商品短缺的垄断行
业，电荒全是垄断惹的祸。中国电力企业联合会秘书长王永干一针见血地指出。
电力市场在垄断下是无法正确反映市场需求的。而打破垄断，建立一个真正意义上的电力市场，成为了近年中国电力行业改革的主旋律。
2002年年末，中国电力新组建（改组）的11家公司在北京人民大会堂正式宣告挂牌，中国电力体制由此进入新的阶段。而按总体设计，形成了国家电网公司和中国南方电网有限公司两大电网公司，形成了中国华能集团公
司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司等五大发电公司。
此战役解决了发电和输电分开，竞争机制被引入。在此重组后，国家电网公司旗下拥有华北、东北、西北、华东和华中五个区域电网有限责任公司或股份有限公司，南方电网公司则由广东、海南和原国家电力公司在云南、贵州、广西的电网资产组成。而依据部署，区域电网公司主要是经营管理电网，保证地区用电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，并管理电力调度交易
中心和电力调度。
此后，国家电监会的成立被视为国家电力体制改革的又一重举。而它的主要职责是：制订市场运营规则，监管市场运行，维护公平竞争；向政府价格主管部门提出调整电价建议；监督电力企业生产标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施。
市场化在按计划被推进，而“电荒”的出现并蔓延，让整个电力行业始料不及。2002年电力缺口达到800万千瓦，2003年电力缺口就已经超过1000万千瓦。而此态势愈演愈烈，国家电监会不得不把有效缓解电力紧缺状况作为2004年的首要工作来进行，并推出“促进跨区跨省送电、规范电力市场秩序、制定电力安全监督管理办法”五大举措。
时至去年6月，一个期待已久的“东北区域电力市场实施方案”开始被启动。国家电监会副主席宋密强调，东北区域电力市场由单一过渡电价、有限电量竞争转入两部制电价、全电量竞争，并实现年度和月度两种报价方式，没有可以借鉴的经验，是一个摸索创新的过程。
据模拟运行的统计结果显示，东北区域26家电厂共上报发电总量16亿度，上网电价从每度1毛9分到每度2毛6分5不等。而平均每度电的成交价格比目前东北地区平均上网电价降低了3分钱，与现行电价相比，降价幅度达到12％。
今年初，国家电监会做出部署，推进区域电力市场建设，推动电价形成机制改革，扩大用户直购电试点，积极培育竞争性购电主体。而主要内容是为东北电力市场适时转入正式运行、华东电力市场由模拟运行适时转入试运行、南方和华中电力市场开展模拟运行，并推进西北、华北电力市场建设。
有专家曾尖锐地指出，电力市场化推进与接连不断的电荒是一对难解的矛盾。
众所周知，电力体制改革的核心内容是理顺电价机制，而改革后的电价体系划分为上网电价、输配电价和中段销售电价。这其中存在一个至关重要的环节，在发电环节引入竞争机制，让现有的五大电力公司实施竞价上网。
对竞价上网，现在我们尚不能回避一个电荒的现实。因为在发电量不充裕的情况下，我们“竞价”又从何展开？在电力市场化刚起步的华东电网，去年的电力负荷缺口在1800万千瓦以上，占全国缺口3000万千瓦的60％。而年初至今，华东电网拉闸限电65亿千瓦时，已远远超过了去年全年的拉限电量。
电荒已给中国电力市场改革造成阻力是一个不争的事实。而对这样一个格局，国家电监会主要负责人多次表示，市场化改革决不能因为电力供需紧张而停滞不前，可以采取循序渐进的方式，分步分阶段去实施。
日前，南方电网的工作人员在广州蓄能水电厂对五号发电机组进行抢修。装机容量240万千瓦的广州蓄能水电厂抓紧时间，利用节假日进行发电机组维修，确保即将来临的高峰期南方电网的安全运行。
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（ 责任编辑：魏喆 ）
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