然而，和2004年的电荒相比，虽然数字相同，但是缺口占比却相去甚远。当时装机容量3亿千瓦，缺口占10%，而当前装机接近10亿千瓦，负荷需求6亿千瓦，缺口只有3%-5%。

就是这不到5%的缺口，放大着今年的缺电，同时，也牵涉出链条上诸多呐喊的声音：电力企业亏损发电、煤炭价格连续多周上涨、某省安排限电措施、水电建设应加速、企业自备柴油发电机……

电荒始末

似乎一夜之间，电荒消息铺天盖地。但电荒何时出现苗头，为何来得如此突然，是否真的缺电等一连串的疑问也接踵而来。

一切要从3月底说起。3月27日，浙江省经济和信息化委员会和浙江省电力公司联合通报了该省供用电偏紧的情况，表示今年迎峰度夏期间，浙江用电高峰时段最大电力缺口350万千瓦左右，这一数字在去年夏季是200万千瓦左右。

浙江是今年以来第一个提出夏季严重缺电的省份。数据显示，春节过后，浙江的用电开始紧张，兰溪、大唐等该省内部分电厂的发电机组因故先后出现停机，2月15日该省紧急启动有序用电B级方案，错避峰120万千瓦。

这是开始，但该消息并没有在当时引起波澜。随后，进入4月份，国家发改委主管煤电运行的副主任刘铁男携发展改革委价格司、运行局、能源局发展规划司、煤炭司、电力司等涉及多部门的“能源团队”先后对大唐、华能、华电、国电等主要发电集团和山西大同煤矿集团等煤炭生产企业和主要产煤大省进行了调研。

此间，国家发改委下发了“关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知”，其后不久，便传出发改委秘密上调16省上网电价的消息，每度涨约1.2分，其中山西涨幅最高，达到2.6分/度。

这一消息引发了对于今年有望启动煤电联动的猜想。同时，湖南、江西、贵州等地的缺电消息不胫而走，淡季电荒浮出水面。

4月27日，消息称发改委价格司开始约谈大型煤炭企业，就保持市场煤炭价格稳定进行沟通。此后28日，一季度的用电形势报告发布，十多个省份结构性电荒问题浮现。同一天，发改委发布《有序用电管理办法》，要求各地加强电力需求侧管理，做好有序用电工作。

此间，煤炭价格飙升25元，以秦皇岛5500大卡动力煤平仓价为例，从平均785元每吨一下涨到810元，相当于上网电价提高1分钱。而且进入5月份后，一直呈现上涨态势，5月18日，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价已高达835元每吨。

当时，有消息传出，发改委拟在16省上网电价的基础上补充上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价2分/度，调整上网电价的省份扩充到19省。

对于调整的原因，有报道援引权威人士的话称，由于湖南、江西火电上网电价在中部地区相对较高，所以在4月上旬的那轮调价中，地方政府不同意上调。不过，近期湖南、江西的电荒愈演愈烈，火电厂大量缺煤停机，严重影响地方的生产生活，因此三省上网电价补充上调方案被紧急提出。

至此，距离夏季只有不足2个月，5、6、7三个月将是火电厂存煤续煤和水电蓄水来水的关键节点，夏季是否缺电，将依赖这3个月的“预备”情况。

电，荒吗？

那么，今年夏季会不会出现电荒？

中电联在一季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告中透露，今年迎峰度夏期间的电力供需缺口在3000万千瓦左右。

3000万千瓦是一个什么概念？该数字相当于一个安徽省或者福建省的装机总量，还和2004年电荒时的3000多万千瓦缺口相当。顺理成章，今年的电荒被误读为继2004年电荒后的又一轮新电荒。

然而对比可以发现，2004年的电机装机为3亿千瓦时，3000万千瓦的缺口相当于缺电10%，而今年则不同，目前的电力总装机已经高达10亿千瓦，3000万千瓦的缺口仅为3%，如果考虑电力负荷需求，3000万千瓦只占6亿千瓦的5%。

也就是说，今年的电力缺口预计在3%-5%，与2004年的电荒并不是同一量级，是被“放大的”电荒。

“缺电年年有，是电力生产的常态。”中电联外联部负责人张海洋向本报记者表示，缺电主要分季节性缺电、区域性缺电和结构性缺电，“季节性缺电年年有，区域性缺电天天有，不是今年才突然出现变得这么严重，从全国范围看，目前电力供需总体平衡，只是局部地区电力紧张。”

但张海洋表示，不过今年缺电出现了结构性缺电的苗头，必须加以控制和解决，不然真正的电荒将在一两年后到来。

从地方政府的反馈来看，电荒也并非想象的严重。数据显示，江苏的用电缺口高达1100万千瓦，占全国供电缺口的37%，被认为是今夏最缺电的省份。

但日前一位江苏某地方主管工业经济的官员对本报记者表示，其所辖的地区预计今夏用电缺口与去年夏天相比增幅50%，但由于新建机组马上启用，所以届时缺口将小于去年。

同样是缺电大省，湖南省也停止了限电，用电得到改善。数据显示，目前湖南省电力供应平稳，最高负荷已经从之前1100万千瓦左右上升至1200万千瓦，全省范围内已敞开用电，限电负荷由15日的83万千瓦下降为0，不再限电。

“虽然今年的缺电情况比较严重，但按照当前的电力行业发展状况，今年夏季出现大范围拉闸限电的可能性很小。”张海洋表示，“电力紧张时可能会有限电，但不会严重到拉闸。”

今年4月28日，发改委发布了《有序用电管理办法》，要求各省级电力运行主管部门编制年度有序用电方案，原则上应按照先错峰、后避峰、再限电、最后拉闸的顺序安排电力电量平衡。

据记者了解，按照此办法，高耗能企业并非是首先限电的对象。上述江苏省地方官员对本报记者表示，在安排有序用电上，地方政府首先会从电耗高而产出附加值低的企业进行限电，然后才是高耗能企业，高新企业尽量不限电。“即使是限电，也会和钢厂等高耗能企业进行沟通，先采用错峰错时的方式，然后是时段性停电和减少配电份额，最后才是拉闸。”

电荒链条

在本轮电荒中，一度与电力顶牛的煤炭价格波动很大。在蛰伏了3个多月后，开始发飙猛涨。

数据统计，5月18日，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价高达835元每吨，而在3月30日，该煤炭价格只有770元-780元左右，此后该价格以每周5元的速度连续飙升9周。

与此形成反差的是，国内煤价屡创新高，国际煤价却有所下滑，目前进口的纽卡斯尔动力煤价格为122.75美元/吨，折合人民币每吨797元，比国内6000大卡的动力煤价格每吨低110元左右。

4月份以来，究竟发生了什么，导致煤炭价格与国际脱轨逆向飙升，谁在煤炭价格飙涨中受益？

一位业内人士告诉记者，政策利好间接刺激了煤炭市场。进入4月份后，发改委开始对电力和煤炭企业进行煤电调研，其间下发“关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知”，随后又上调16个省份的上网电价，这在一定程度上给煤炭市场传导了利好的信息。

作为煤电联动的翘板，随着上网电价的调整，煤炭价格首先做出了调整。然而高翘的价格还未在煤炭生产企业体现，几大煤炭企业就被发改委叫去约谈。据参与约谈的煤企内部人士对本报记者透露，约谈主要是稳定价格。

而从约谈效果看，煤炭生产侧的价格波动与各港口煤价的一路飙涨的轨迹并不相符。记者从一份煤炭坑口价格波动表中看到，大同原煤生产侧5500大卡的坑口价从4月8日到5月19日期间，基本在620-650元之间波动，并非一路向上。

而且，内蒙古鄂尔多斯5600-5800大卡动力煤的车板价在4月13日到5月19日期间始终维持在500元未有变动。

那么，暴涨的煤价去了哪里？一位长期从事煤炭生意的中间商告诉本报记者，在整个交易环节中，煤炭企业的平均利润占占到煤炭价格的30%左右，主要体现在坑口价中，由于坑口价格保持稳定，所以煤炭企业利润基本固定。

其他的则由中间环节吸纳，其中运输费在30%左右，搬运人工费10%左右，场地费30%左右，税费20%左右，此外还有多少不等的“点装费”，本轮涨幅的煤价就在该中间环节体现。

而在煤价变动带来物价上涨预警的同时，上网电价的调整也成为焦点。通过电网补贴发电企业的单边上调能支撑多久成为行业内的又一个顾虑。“单边调整上网电价，说白了就是电网补贴发电企业，2008年那次单边补贴后直到2009年年底才调整了工业用电的销售电价，相当于电网为发电企业亏损买单一年多。”一电力行业人士表示，而这种状况不可能长时间维持，最终仍将传导至销售电价。

该人士同时表示，通过调整电价最后只会是带动另一轮的煤、电的竞相涨价，进入越来越难解的循环，“目前最重要的是理顺煤电价格形成机制，推动电价改革，否则在今后两年电荒的背景下，煤电矛盾将十分严重。”

“近期电价调整的可能性比较低。但是不排除到了6　月份以后，煤炭价格有剧烈的波动，到时候可能会有相应的措施。”中电联统计信息部综合分析处副处长侯勇日前在“电荒成因、今夏及未来电力供需判断”分析会上表示。