今年以来，我国电力供需形势总体偏紧，部分地区缺电严重，缺电局面呈现“量大、面广、时间长”的特点。往常在夏冬两季才会出现的供需紧张，今年提前出现在春季，并且一路持续至眼下的秋季，而今冬明春的用电形势预计将更为严峻。记者近日在广东、浙江、湖南、山东、内蒙古等地采访调研发现，这种反季节进而常态化的不寻常“电荒”，暴露出我国持续多年的煤电矛盾趋于恶化，并在今年将我国供电安全逼向“临界点”。这种“电煤涨价、电价滞后、电企亏损、调价艰难”的恶性循环局面如得不到缓解改善，将给我国能源供应安全和经济社会全局造成重大影响。
——局部反季节“电荒”恐将常态化
今年以来，我国电力工业继续保持平稳较快发展，但电力供需矛盾尤显突出。中电联数据显示，截至9月底，全国发电装机容量接近10亿千瓦(待核)。但前三季度，大部分地区电力供应总体偏紧，部分地区缺电严重。记者调研了解到，有17个省份实施了拉限电和错避峰措施。江西、四川、重庆、湖南等4个省份日最大电力缺口超过统调最大用电负荷的20%，广西、贵州两省份缺电更为严重，日最大电力缺口超过当日统调最大用电负荷的三分之一，浙江、湖南、广东、广西四省份错避峰的累计天数超过100天。
反常的是，缺电局面提早出现在本应是用电淡季的3月份-5月份。当时，全国用电量接近去年夏季用电高峰期水平，11个省级电网出现电力缺口。国家电网公司当时预警，6月份-8月份迎峰度夏期间，仅国网26省份供电区域内就存在3000万千瓦的最大电力缺口。由于及早预警、各方及早采取措施，加上需求有所放缓及天气原因，国网区域夏季实际最大用电缺口为1600多万千瓦，小于预期。但南方电网区域因“水煤双缺”而用电缺口超出预期，最大缺口近1500万千瓦。
在全国电力供需总体偏紧的同时，东北地区和内蒙古却存在一定程度的“窝电”现象。据国家电监会介绍，东北电网供大于求，最大电力盈余超过1500万千瓦，约占全网装机容量的14%;蒙西电网受制于外送通道建设严重滞后，电力盈余超过300万千瓦。中电联统计部主任薛静认为，今年以来的电力供需形势呈现出缺电地区范围扩大并转移，淡季缺电而夏季不突出，“窝电”与缺电并存的特点。
国家电网公司副总经理帅军庆说：“缺电呈现量大、面宽、时间长等特点，缺电从个别时段转为整个度夏期。”中电联统计部专家侯勇认为，如果目前局面不改观，反季节“电荒”可能常态化。在夏冬用电高峰期，政府加强行政干预，电厂不敢顶峰不发电，缺电问题可能不突出。反倒是淡季，因为产煤大省和煤炭企业“限产保价”使煤价不降，影响了电厂存煤积极性，而电厂更可借检修、缺煤等名义少发电、不发电，减少越发越亏的损失。
——煤电僵局持续使供电安全逼近“临界点”
记者在采访中发现，今年局部持续“电荒”虽有南方来水偏少等偶然性，但其所波及的广度与影响的深度为我国电力供应安全敲响了警钟，须引起国家高度重视。今年电力供需紧张主要有以下四大原因：
一是部分地区电力需求增长快。前三季度，13个省份用电增幅超过全国11.89%(待核)的平均水平，其中10个在西部地区。西部地区高耗能行业反弹，上半年西部地区单位GDP电耗同比上升1.54%。
二是来水少使水电出力下降。今年西南和长江中上游流域持续干旱少雨，贵州、广西、云南中东部地区降水较常年同期偏少五成至八成，部分地区甚至偏枯八成以上。南方电网5600万千瓦的水电装机容量，仅能出力2000万千瓦。
三是电源电网结构性失衡。华东、华中和南方电网，前三季度用电分别增长11.4%、12.1%和11.2%(待核)，而电力供应能力增长分别只有6.4%、7.1%和6%，存在一定程度“硬缺电”。东北及蒙西电网却因跨区电网输送能力不足或通道利用不充分，富余电力难以外送。
四是煤电矛盾激化，电企发电积极性严重受损。1月-9月秦皇岛港标准动力煤价同比平均上涨80元/吨。尽管上半年上调了15个省份发电上网电价，暂时缓解了煤电矛盾，但电价仍未疏导到位。华能等五大发电集团1-7月份火电业务亏损180.9亿元，较上年同期增亏113亿元，平均资产负债率超过85%。全国火电企业亏损面继续扩大，部分企业负债率超过100%，无钱买煤。受此影响，多省缺煤停机严重，9月份全国缺煤停机一直在1000万千瓦以上。
国务院研究室综合司副司长范必认为，“电煤价格持续大幅上涨，很多发电企业财务状况恶化，致使电煤库存下降甚至出现缺煤停机现象，这是今年部分地区缺电严重的重要原因。”国家电监会也认为，“当前煤电矛盾十分突出，已经成为电力发展的主要矛盾。”
——缺电矛盾复杂化易引发稳定隐患
记者在采访中了解到，愈发严重的煤电“顶牛”和缺电局面，不仅造成火电企业大面积长时间亏损，影响供电安全和整个电力行业健康发展，更为严重的是影响到各地经济发展、群众生活和社会稳定。
一是影响发电企业的再生产能力。燃煤成本约占发电成本70%。自2004年以来，煤炭价格持续上涨，秦皇岛标煤由280元上涨至832元，累计上涨近200%，而同期火电上网平均电价从0.3089元/千瓦时上调到0.3948元/千瓦时，累计涨幅仅为31%左右，电价历史欠账越欠越多。在当前煤价下，一些发电企业越发越亏。以发电装机容量全国最大的华能集团为例，1月-8月集团火电亏损30.93亿元，同比增亏32.85亿元，所属93个火电厂中亏损59个，亏损面达63.4%，其中26个电厂现金流为负，无钱买煤。华能集团副总经理寇伟说，“火电企业连简单再生产都很难维系，实在撑不下去了。”
二是影响电力企业投资火电的能力和积极性。中电联数据显示，由于投资火电效益差，全国火电投资占电源总投资的比例由2005年的70.3%下降到2010年的35.9%。今年1月-7月火电投资占比进一步下降到32.13%。不仅如此，一些地方还出现了已核准的火电项目纷纷推迟开工的情况。大唐集团就有三门峡等三个总装机340万千瓦的已核准火电项目因资金紧张不开工。
三是影响电力安全生产和有效供应，影响电力行业长远健康发展。为缓解经营压力和煤电价格矛盾，发电企业普遍采用大量掺烧低价劣质煤的方式节约成本。由此带来电煤运量大幅增加、发电机组正常出力下降、发电设备加速磨损、设备寿命减少等严重危害，给电力安全生产埋下严重隐患。寇伟说，“火电设备正常情况下应是该修必修，必修修好，可现在是能不修就不修，无异于杀鸡取卵。”大唐集团董事长刘顺达说，“一个发电集团几千亿元资产，十来万职工，主体火电业务却净亏几十亿元，要靠其他业务来补，这在工业行业里绝无仅有。”
电力是国民经济的基础保障，今年以来持续恶化的供电形势，不仅影响局部地区经济持续健康发展，而且引发人们对“十二五”后期电力供应安全的担忧。工信部表示，今年1-7月我国规模以上工业增加值同比增长14.3%，属平稳增长，但受煤电油运等要素供应紧张影响，后几个月的工业经济运行的环境更趋复杂。
广东粤电集团副总经理高仕强介绍，拉限电措施严重影响企业生产，连德国和日本领事馆都代表外资企业反映缺电影响。浙江宁海强蛟海螺水泥有限公司生产部门负责人周勇反映，7-9月份因拉限电4条生产线只能开2条，影响相当于一个月产量的24万吨水泥生产，全年因缺电减少十分之一产值。而在湖南一些地方个别养殖户因不满停电造成鱼苗死亡损失，打砸当地供电所。
