国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男，6月10日在全国电力迎峰度夏电视电话会议上说，当全国人民一齐打开空调的时候，中国的用电形势将达到严峻的顶峰。
于是，上上下下都在追讨造成电荒的罪魁祸首。而相关责任方，也不约而同地发出了自己的声音：
发电企业对国家说，“国家，你是了解我的，我一向都是被动。”
煤炭企业对国家说，“国家，你是了解我的，如果是我的话，那么局面就更糟糕了。”
电网企业对国家说，“国家，你是了解我的，我做事从来都先考虑社会责任。”
高耗能企业对国家说，“国家，你是了解我的，我到现在时常被限制。”
国家感叹到：看来各位都是深有苦衷啊！
黄金时代
这片神州自始至终都有两块区域：
一块是缺电的地方，
一块是窝电的地方。
这是一个缺电的年代
缺电！缺电！还是缺电！
盛夏用电高峰还没有到来，中国许多地区就已饱受缺电之苦。华东告急！华中告急！珠三角告急！
浙江，遭遇七年来最严重“电荒”；
江苏，今夏用电预计最大缺口在1100万千瓦以上；
山东，统调最高负荷将达到空前的5200万千瓦；
广东，每天电力缺口大约为100万至200万千瓦；
湖南，用电缺口高达400万千瓦；
湖北，省内电煤入不敷出，电煤库存下滑至140万吨；
安徽，预计夏季最大缺口将达250万千瓦；
江西，一季度用电同比增长23.98%；
重庆，要求各地景观照明和亮化工程一律关停。
暴雨！暴雨！又见暴雨！
6月3日以来，一场场暴雨席卷长江中下游地区，旱涝急转，华东、华中各省的电荒，瞬间得到缓解。于是，人们在抗击洪灾的同时，多少也有些庆幸，这场暴雨还算来得及时。
不过，今年的电荒，不同以往。用国家能源局的表述是，结构性电荒，即电力紧缺已从总量缺电向结构性缺电转变，而且火电的规模投资积极性已呈现消极状态，火电装机锐减。一旦雨水减少，水电发电量降低，缺电又将来临。
中电联对此表示出了极大担忧，称如果这种态势不加以遏制和改善，明年仍然会重复今年的电荒，而在“十二五”中期，也就是2013年左右，真正意义的全国大范围电荒将不可避免。
这是一个窝电的年代
一边饿死牛，一边捆着草；一边闹电荒，一边电富余。
就在华东和华中地区被电荒折腾得够呛的时候，内蒙古等西北、东北地区正为“窝电”而发愁。
蒙西电网，截至今年4月底，蒙西电网电源装机4005.68万千瓦，电网最高供电负荷只有约1600万千瓦，外送电最高负荷只有390万千瓦，除了不参与电力平衡的708.26万千瓦风电，蒙西电网富余电源装机约640万千瓦。
西北电网，富余电力1400万千瓦。以青海为例，根据预测，从2008至2020年，仅青海省的电力将富余291至907万千瓦，电量富余85亿至315亿千瓦时之间。
东北电网，富余电力1300万千瓦。对此，东北电网相关负责人分析，由于东北电网有很大部分的电力来源是风电，而风电受季节和天气影响较大，因此电网的富余电量更难预计。
而数据显示，2010年，黑龙江全省发电能力达到1880万千瓦，剩余电力为320万千瓦。
一面是华东、华中超过3000万千瓦的电力缺口，一面是西北、东北超出3000万千瓦的电力盈余。
我们并不能用一条简单的数学公式，将两者清零。
煤荒只是一个假象
有专家指出，电荒只是表象，实质是煤荒，缺电的背后就是缺煤。
事实真是如此吗？
据煤炭运销协会快报统计，1至4月份，全国煤炭产量累计完成11.20亿吨，同比增加1.12亿吨，增长11.1%；
全国煤炭销量累计完成10.85亿吨，同比增加0.92亿吨，增长9.2%；
全国铁路煤炭发送量累计完成7.31亿吨，同比增加0.85亿吨，增长13.1%，其中电煤发送量累计完成5.22亿吨，同比增加0.75亿吨，增长16.7%；
全国主要港口煤炭发运量累计完成2.10亿吨，同比增长21.4%；
初步测算，1至5月份，全国原煤产量约为14.3亿吨，同比增长11.3%；全国煤炭销量约为14.0亿吨，同比增长10.2%。
用国家能源局煤炭司副司长魏鹏远的话说，“今年1至5月份我国煤炭供需处于基本平衡状态，呈现淡季不淡的态势。预计下半年全国煤炭需求将逐步趋稳，并有可能小幅回落。而煤炭产能将增加约1亿吨，煤炭供给能力进一步增强。”
记者在秦皇岛港的采访，也印证了煤荒只是一个假象。
“我港目前存煤616万吨，比以往偏低，但还属于正常范畴。”秦皇岛港务局煤炭科的刘科长，不紧不慢地说。
“什么原因，造成这种情况？”
“主要是今年进口煤减少引起的，因为澳洲地震和日本海啸，国际煤价一直看涨，形成了进口煤倒挂；再有就是大秦铁路[7.64 -0.52% 股吧]检修，秦皇岛港、曹妃甸港和京唐港(东港区)煤炭库存水平分别由检修前3月30日的744万吨、193万吨和353万吨，降至5月4日的501万吨、145万吨和142万吨，三港合计减少了400万吨，下降了35.9%。”他从电脑里，调出了上述数据。
“可以理解成煤荒么？”
“根本就没有煤荒。目前，山西、内蒙80%以上的煤都是从我们港运出去的，我们现在每日进出港的煤都是70万吨，达到平衡。”他解释。
“没有出现电厂买不到煤的情况？”
“没有。运往南方的合同电煤，大部分都是从我们这里运走的，五大发电集团在我港都有办事处，还没出现船到了没有煤运的现象。电厂的难处不是买不到煤，而是煤价太高。”
“怎么讲？”
“从3月份以来，5500大卡的煤平均每周涨5元，同比去年，高出了100块钱。而上网电价一直没怎么涨，你说哪个电厂愿意买煤发电。”他一语中的。
青铜时代
触碰电荒的真相，就如站在一个迷宫面前，有很多线索，很多岔路，别人东看看，西望望，就都走过去了。但是我们就一定要探个究竟。
价格的矛盾
如果你发电，横竖都是亏；如果你不发，横竖都是错。
这是中国发电企业的普遍现状。
国家统计局3月底发布了一份令人震惊的数据，电力正进入前所未有的全行业亏损。前两个月电力行业利润下降61%，其中规模以上的电力企业亏损面高达41%，累计的亏损达到138亿元，其中发电企业亏损占行业亏损总额的69.55%。
《2010年度电力监管报告》也透露，从2008年开始，全国五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)火电连续3年累计亏损分别都在85亿元以上，合计亏损达600多亿元。因为火电业务的亏损，部分省区出现一半以上的火电产能因为亏损“停机检修”。
中电联合最新数据显示，1—5月，五大发电集团火电业务亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元；其中5月份五大集团火电仍然亏损16.9亿元。
基于国家使命和社会责任，饱受亏损困扰的火电厂，不敢不发电，不得不发电，而一但资金链出现危机，“停检”就成了它们应对难关的最后一招。
了解到症结所在，国家在最短时间内出台了一系列缓解电荒的措施，当然，这些举动也实属被逼无奈。
4月上旬，国家发改委决定自4月10日起，上调山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州等10余个省份上网电价，每千瓦时平均上调2分钱左右。
5月底，国家发改委决定自6月1日起，上调15省市非居民电价平均1.67分钱，本次电价调整范围在原有基础上增加了安徽、湖南、江西三省。其中，最高为山西，涨2.4分钱；最低是四川，涨0.4分钱。
6月8日，上海市发改委发布通知决定提高上海统调燃煤发电企业标杆上网电价以及燃机电厂上网电价。分别为每千瓦时提高0.05分钱和每千瓦时提高3.6分钱。
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……
（责任编辑：施晓娟）
