“电荒”究竟有多荒？
夏季用电高峰还远未来临，什么原因导致今年缺电如此严重？如何破解“电荒”，成为了我们当前不得不面对的问题。
解读当下“电荒”
当前的“电荒”究竟“荒”到何种程度？
在国家电网公司近日召开的迎峰度夏安全生产电视电话会议上，国家电监会总监谭荣尧预测，6月份全国将进入用电高峰，预计高峰时段全国最大电力缺口将达3000万千瓦左右。他透露，1至4月份，部分地区拉闸限电情况严重，一些地方出现缺煤停机现象，全国日最大缺煤停机达980万千瓦，相当于一个重庆的发电装机容量。
冷静分析，“电荒”的出现无外乎两大原因：供应不足和需求过旺。
在前不久召开的浙江省政府与循环经济专家行调研组举行的座谈会上，浙江省副省长陈敏尔告诉记者：“当前在用电和资金方面感到尤为紧张。”国家发展改革委能源研究所姜克隽研究员向记者分析说：“一季度浙江省出现电荒，主要原因是高耗能工业快速上升，一季度上升20%以上。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，近期电力需求的快速增长不容忽视：一季度用电量同比增长高达12.7%，五大高耗能行业一季度用电量同比增长高达11.3%。面对如此旺盛的电力需求，供给没有及时跟上，是此次“电荒”的直接原因。供给跟不上背后的原因也比较复杂，比如部分地区水电发电不足，风电等新能源虽发电的装机结构比例在上升，但是发电能力不足火电的一半。
电力结构性矛盾则是更基本的原因。我国能源资源与电力需求逆向分布。据统计，今年夏天东北、西北电网电力富余2700万千瓦，但无法送到缺电达3000万千瓦的华北、华东和华中地区。
中国电力企业联合会相关负责人则表示，当前，浙江、江苏、江西、湖南、重庆等东中部地区相继出现夏季高峰之前的淡季“电荒”，与此同时，内蒙古、甘肃、新疆等西部地区则面临电力外送困难。该负责人认为，“东部缺电，西部窝电”问题的出现，就是结构性矛盾造成的。
如何破解结构性矛盾？
除煤炭市场异常火热、水电乏力等新因素外，煤电价格机制不顺的传统矛盾，也深深制约了火电厂的发电积极性。据国网公司统计，2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%。今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口将达到3000万千瓦，而东北、西北电网却将富余电力2700万千瓦。但由于没有额外输电通道，东北和西北电网富裕电力难以支援“三华”电网。
“这种局部缺电、局部窝电的现象充分说明我国的电源布局和跨区输电能力亟待优化。”中国工程院院士、国家电网东北电网有限公司名誉总工程师黄其励说。
长期以来，我国电力工业主要采用就地平衡模式发展，哪里需要电就在哪里建电厂，大部分火电厂都建在东部地区，而我国煤炭资源主要富集在西部地区。至2010年底，东部地区火电装机已达到3.2亿千瓦，占全国的50%，长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江段电厂平均间隔仅10公里。
这一发展模式导致电煤运输压力巨大、电厂电煤成本增加。2010年，全国电煤耗用17.3亿吨，其中通过铁路跨省跨区外运14亿吨，占铁路运力的41%。从电煤成本看，长途运输大大增加了电厂的电煤采购成本。以今年3月末5500大卡动力煤价格为例，主产地山西的上站价格为620～640元吨，集散地秦皇岛港的平仓价格则达到770～780元吨，消费地广州港的提货价更是高达875～890元吨。
“表面上‘电荒’是由电煤不足、水电乏力引起，但根源上是由粗放的能源发展方式导致。要破解‘电荒’，除加快经济结构调整、控制能源消费总量外，必须从能源发展方式入手，进一步优化电源布局、资源配置，大力提高西部地区输电比例、理顺煤电价格机制、加大跨区电网建设等。”黄其励建议。
另一方面，姜克隽指出，按照哥本哈根会议达成的发展中国家到2050年前碳减排“两步走”思路，中国碳排放强度将在2025年达到峰值，国内电力行业将面临严峻的节能减排形势。他建议，电力企业可尝试积极参与国际碳贸易，通过CDM项目带来的收入积极调整电源结构，从而为未来在国内开展碳交易积累“碳资本”。