年年“电荒”，今又“电荒”。虽然国家电网专家强调全国不存在实质性“电荒”，但脆弱的电煤供应链随时引发的局部“电荒”却是不争的事实。老天爷一个喷嚏，多个省份就会跟着感冒，已不是一年两年了。

　　缺煤，总有几个省份

　　“电荒”的蔓延最先从湖北开始。每当进入冬季枯水季节，湖北的火电厂总是如履薄冰。由于省内电煤98%由外省输入，一旦遭遇冰雪天气，或用电负荷急剧攀升，“电荒”必然会出现。

　　据湖北省电力公司介绍，在目前已经实施工业限停电的情况下，全省电力负荷缺口仍然高达200多万千瓦。即，这个省每天有6000万度的电量缺口。目前，湖北因电荒被限电生产的企业已达数千家。

　　元旦以来，随着气温步步走低，用电负荷屡创新高，华中、华北、华东部分省市电煤供应矛盾突出，湖南、湖北、江西、浙江、重庆、河南等省份，纷纷敲响缺煤警钟，部分省份已采取拉闸限电措施，居民用电也受到一定程度影响。

　　产煤大省山东，也遭遇缺煤导致的缺电困局。据山东省经济和信息化委员会经济运行局局长邱青森介绍，山东电煤库存目前艰难维持在9天，这种库存状态已持续40多天，个别电厂电煤库存仅5天。来自山东电力集团公司的信息表明，元旦以来，山东省遭受强寒流影响，全省用电负荷居高不下，各发电厂内电煤库存较低、煤质较差问题突出。

　　华电滕州新源热电有限公司副总经理葛林法苦恼地对记者说，电厂所用煤60%来自省内，但电厂仍难以接受省里协调的5000大卡煤炭640元/吨的价格，而市场煤价今年以来大幅上涨，发热量在7000大卡的标煤价格已升到900元/吨。照目前情况来看，电厂1月份预计亏损1000万元。

　　每当“电荒”波及山东，全国的供电形势就会进入一个较为严峻的局面。国家电网公司的统计显示，截至1月6日，全国华北、东北、华东、华中、西北5大电网各省市的全国直供电厂煤炭库存量可用天数仍为8天，国内多处直供电厂库存仍然在警戒线附近。其中，京津唐、浙江库存为5天，辽宁6天，河南、内蒙古东部、河北省库存为7天，部分电厂库存甚至低至1天。

　　连续降温天气，给电煤供应紧张雪上加霜。“受天气和煤质影响，煤炭冻结严重，一车煤最多要卸10几个小时。目前，公司电煤库存仅能维持7天，后续增库十分困难。考虑到电厂的亏损状态，公司已准备停机。”葛林法说。

　　限电，总在这个季节

　　业内反映，随着冬季负荷持续攀升，如果缺煤停机继续扩大，将对电网安全水平和供电能力带来严重影响，发生电网大面积停电的风险也将加大。

　　受电煤供应紧张等因素影响，山东电网被迫从6日起实施全天限额用电，当天移峰超过400万千瓦。预计未来一段时间内，供电缺口会逐渐增大。山东省要求各级供电单位调整优化有序用电方案，将限电指标落实到企业，具体到时间、设备和容量，确保用电负荷限得下、放得开。同时，把保障城乡居民生活用电放在突出位置，严禁随意对城乡居民生活停限电，尽最大努力避免拉闸限电。

　　目前，山东电网统调电厂发电机组降出力、临故修大量增加，电力供应出现缺口。4日，山东电网移峰149万多千瓦；5日移峰316万多千瓦。部分电厂锅炉长期满出力运行磨损严重。1月6日，山东电网计划统调机组临故修增加至23台、容量404万多千瓦，机组降出力555万多千瓦。山东电力集团公司初步判断认为，这种状况短期内难以好转，供电缺口可能会持续一段时间，并有逐渐增加趋势。

　　国家电力调度通信中心监测数据显示，2日以来出现的罕见大雪和低温天气影响我国部分地区，使得这些地区用电负荷屡创新高，出现供电缺口。5日，在电力紧张持续了一段时期的华中地区，江西用电负荷首次超过千万，达1021万千瓦，但未现拉闸限电；湖北、重庆继续拉闸限电292万千瓦和87万千瓦。

　　“总体来说，我国电力供需基本平衡、略有富余，但局部地区近期出现了不均衡。”知名电力经济专家、国家电网能源研究院副院长胡兆光解释，我国电力装机容量到去年底累计达8.6亿千瓦，电力供需指数超过平衡值1，达到1.05，表明供需略有富余，已根本改变几年前的“电荒”格局。

　　国家电网正充分发挥电网配置资源的功能，最大限度组织跨区电力支援。通过特高压交流试验示范工程等跨区联网工程组织华北、西北电网进行电力支援，每日增送华中电量9000万千瓦时，为缓解华中地区用电紧张发挥了重要作用。

　　发挥“外电入鲁”的补充作用。华北电网去年以来已向山东电网送电200万千瓦，同比增加50万千瓦，部分缓解了紧张形势。6日，华北电网同意再增加供应25万千瓦。

　　电荒，总要怪罪天气

　　我国经济的快速回升，加大了对电力的需求，而入冬以来天气的骤然变化，则成了这轮“电荒”的直接诱因。

　　大雪阻隔了交通，也把少见的严寒带到了华北、华中等地。近期，山东各地持续遭受寒流影响，胶东局部地区遭遇暴雪袭击。今冬的大面积寒潮天气和城市扩容带来的城市供热量大幅度上升，都加剧了煤炭储备不足的状况。济南市今年的供热面积增加了近500万平方米，仅济南热电有限公司一家的煤炭用量就由去年的一天3000多吨增加到如今的7000多吨。

　　有些电煤因寒流冻结，电厂卸煤困难增加，制粉系统堵塞严重。山东省煤电运办公室有关负责人介绍，当前，省外铁路电煤接卸困难，公路运输因下雪受阻，发电机组加大供热抽气后降出力较多和发电机组临故修增多，部分机组面临缺煤停机的严峻形势。

　　而且，山西省的资源整合也导致煤源供应紧张。去年，山西启动了我国规模最大的煤企重组行动，全省矿井数将由2598个压缩到1053个，煤炭企业数量将从现在的2200个变成100个左右。这直接导致晋煤供应能力缩减，甚至本省一些电厂用煤也紧张。业内预计，2010年下半年才能恢复至整合前产量。

　　2009年年底，国家取消了一年一度的煤炭订货会，但据山西煤炭厅副巡视员侯文锦介绍，今年的合同签订工作非常顺利，国家分配山西省的外调量3.8亿吨，到目前为止已经签订了4.6亿。进入去年12月份以来，山西省的煤炭月产量突破6000万吨，已经达到历史最高水平，外运装车量日均达到16000车以上，同比增长40%以上。

　　然而，受天气影响交通运力明显不足。正常从山西到秦皇岛13个小时到15个小时就能到，但现在都延长到20个小时以上。据山东省经信委介绍，受大雪影响，山西等地煤矿生产的煤矿汽车运输受阻，加上河北等地到山东部分路段的高速公路封闭，影响山东电煤供应。邱青森预测，春节马上来临，一些小煤矿可能会放假，这将会加剧山东煤炭市场供应。

　　“电荒”顽疾的病根儿在哪里？

　　□记者 吕福明 济南报道

　　燃煤之急，为何总在每一个新年到来之时如期而至？业内认为，局部“电荒”的直接诱因是天气，但煤电矛盾多年难以缓和，根子却在体制上。进一步理顺煤电价格形成机制，将成为2010年推进转方式、调结构的改革深水区之一。

　　计划电与市场煤的对接显然存在矛盾，而不断出现的“煤荒”“电荒”则是其表象。近年来，随着煤炭市场的逐步放开，煤炭企业更趋一致地以销定产，市场话语权明显提高。而发电企业却由于厂网分开后电价依然处于政府管控状态，每当煤价过快上涨，发电企业只有亏损的份。最近一次上调的只是销售电价，与电厂无关。

　　煤炭是不可再生的化石能源，由于资源量在不断下降，其潜在升值性不可质疑。当前，华中、华东等煤炭消费地区煤炭资源日渐枯竭，对区外电煤调入的依赖程度愈来愈大。如，山东省按照目前的生产能力和回采率，省内煤炭开采只能维持20年左右，其煤炭大省的地位也由第2位降至第5位。

　　在主要产煤区，煤炭产量也变得越来越有计划性。2009年，通过煤炭资源整合，山西煤矿矿井由2600座压减到1053座。当年1月份到11月份，山西煤炭产量累计完成54927万多吨，同比减少2964万多吨，下降5%以上；外销累计完成39400万吨，同比减少11140万吨，下降22%以上。

　　在煤炭板块趋向整合的今天，许多煤炭生产地区有意在用“限产保价”的思路来指导煤炭生产，而不是实际意义上的“以销定产”。毕竟，“带血的煤”的生产时代已经过去，对煤矿工人福利的认识已被提升到新的高度。尽管目前厂网早已分开，但凡是带“电”字的企业，仍被视同曾经或仍在坐享垄断利益的一方。

　　煤价的上涨，是近年来令煤矿行业扬眉吐气的事情，也是令发电企业连年叫苦的地方。由于国内电煤价格居高不下，国内外煤炭价格倒挂。2009年，我国煤炭进口量预计将突破一亿吨。如果国内价格得不到理顺，2010年我国煤炭的进口数量还会增加。

　　为平衡煤电双方利益，2009年12月15日，国家发改委下发了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，2010年度煤炭视频会、衔接会以及汇总会全部取消。从2010年以后，煤炭和电力企业将完全自主进行煤炭价格谈判。根据中国煤炭工业协会的最新预测，2010年国内煤炭需求量相比今年将增长4%-6%，煤炭需求量大约在33.6亿吨左右。

　　然而，除了直接的电煤价格外，运力紧张也让用煤企业大为头痛。每年到了电煤紧张时节，车皮问题成为头号难题。大秦、朔黄、石太、邯济、太焦、陇海、黔桂等主要煤炭运输线路的运力高度饱和，运输瓶颈成为制约我国能源保障的重大问题。

　　据了解，面对南方电煤需求大幅上升，运输部门目前已全力以赴。铁道部已经下发通知，进一步加大电煤装运力度，目前全路日电煤装车量达到4万车。

　　而变输煤为输电，已开始进入议事日程。根据国家电网的规划，将在2012年前建成“两纵两横”特高压骨干电网，项目建成后，可将山西等煤电基地、内蒙古和河北风电基地、西南水电基地的电力送往京津冀鲁、华东、华中等用电量大的地区。届时，每年可跨区输送电量3000亿千瓦时，相当于输送煤炭1.5亿吨。

　　当然，造成电煤告急，拉闸限电的根本原因还在于煤电价格机制没有理顺。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说，如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的“煤荒”和“电荒”。

　　对于一直阻碍煤价市场化的电价机制，《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》表示，将积极稳妥地推进电力市场化改革，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。

　　此次发改委指出，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，坚持以质论价、优质优价等原则，进一步完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制。我国将参考国际通行做法，尽快建立和完善我国电煤市场价格指数，通过价格信息网络及时发布，为供需企业协商价格提供参考依据，引导生产和消费。

　　目前，我国实行的煤电联动机制，是在一个煤电价格联动周期内，原则上不少于6个月，如果电煤平均出矿价比前一周期变化幅度达到或超过5%，在电力企业自行消化30%的基础上，相应调整电价。但目前这一煤电联动机制却难以执行。为此，发改委表示，将在过渡期内完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。

　　但国泰君安研究员王威认为，对2010年电力改革的进展仍不宜预期过高。他说，在继续强化、落实煤电联动政策之余，大力铺开直购电试点并小范围展开输配电价制定及竞价上网试点工作，是最有可能出现的组合拳。一方面，通过煤电联动保障电力供应的稳定，并向用电主体传导能源价格信号；另一方面，通过直购电及各种试点，为最终实现电价市场化开辟试验田。