日核危机迟滞核电步伐　风电投资有望大提速

风电受地理位置限制

风电的发展目前还受制于它的技术、上网价格等，总体趋势我感觉还是需要发展的，毕竟全国缺电的形势不容乐观

风电发展速度太快

风电产业的发展对我们风电人是好事

缺电、还是缺电。
继湖南、湖北、山西和江苏等省宣告电力供应紧张后，浙江、广东、重庆等省市也加入“电荒”大军，一度在“十一”五末被动拉响的拉闸限电再次在“十二五”开局之年重现。
浙江一季度限制50多万户次企业用电，广东已着手安排8大类高耗能产业错峰生产。1-4月份，本是电力供需的淡季，而各省用电紧张的加急预报让外界对于真正的夏季用电高峰倍感焦虑。
然而对于电荒是否会到来，国家能源局和中电联的表态都非常谨慎，一致做出总体偏紧，局部紧张的判断。中电联统计信息部主任薛静在接受本报记者采访时表示，是否电荒还要看4月份的火电装机、电煤供应和5月份的来水情况才能给出准确判断，现在的缺口判断都只能是预计。“我们预计今夏缺口在3000万千瓦，这比2004年电荒的缺口要小很多。”
但重要的是，本轮电力紧张呈现出了与2004年电荒完全不同的情况：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情绪，火电装机锐减。
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，在“十二五”中期，也就是2013年左右，真正意义的全国性大范围电荒将到来。
煤电新困局：结构矛盾之踵
年初，经历了去年因减排目标限制而减少生产的高耗能企业开始复工，加速了前三季度的用电量。
中电联日前发布的一季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告称，一季度化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计3512亿千瓦时，仅少于历史最高水平的2010年二季度。
经济的高速运转，节能减排限制后的强劲反弹，让本来的电力供应淡季变得复杂而紧张。
“上一轮缺电，像2004年和2005年，我们称为总量缺电，原因是国家经济条件薄弱，投资不足造成，那时火电厂对上马新增装机比较积极，而当前的缺电情况已经改变，现在是结构因素造成缺电，火电厂由于亏损对新增装机也不积极。”薛静表示。
中电联报告称，一季度全国基建新增火电1001万千瓦，比上年同期少投产268万千瓦。特别是进入3月份后投产规模减少较快，其中华东区域新增供应能力较少，占全国的比重下降至4.27%，“华东区域在需求旺盛情况下，加剧了该区域发电生产能力短缺的情况。受前期投资结构不断调整影响，预计火电投产规模将小于预期，全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右。”
一位电厂负责人在接受本报记者采访时道出了火电厂目前的苦衷：该企业主要是35万千瓦的小机组，因为能耗高已经停产，依照他们的经济能力，目前只能上马60万千瓦的机组，而介于当地的上网电价，60万千瓦及以下的机组发电处于亏损状态，只有100万千瓦以上的机组发电才有盈利空间。
中电联报告数据显示，今年一季度火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损。1-2月份电力行业销售利润率仅为2.8%，远低于全国规模以上工业企业销售利润率6.0%的平均水平。
“现在企业没有可发展能力了，火电企业巨亏，于是他们现在向上游寻求发展，转向了煤炭，但煤炭弄来以后，不还是要发电？所以还是要尽快审批一些大规模的火电，然后加快电网的建设配套。”薛静表示，“现在的情况是，东部新增装机主要集中在上大压小，但上大压小任务已快完成，所以东部的新增装机空间越来越小，火电新增装机就主要依靠中部和西部的装机容量完成，然而西电东送建设又没跟上，装机容量送不出来，特高压也没有完全建起来，送不到东部，导致东部缺电、西部多电的结构性矛盾。”
其实，该趋势在“十一五”末已经显现，新能源方面的风电、太阳能和核电投资比例快速增长，火电投资比例快速下降，火电投资比例只占全部电源投资的三分之一。“新能源，特别是风电尽管规模很大，但其有效能力只有火电同等量能的40%，表面看很高，其实整个电力的有效供应能力在逐步下降，这个下降趋势甚至还会加快，到‘十二五’中期可能矛盾更加突出。”
对此，中电联报告称，目前电力装机结构、地区布局与“十一五”时期比发生较大变化，特别是电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模不合理地快速下降，不能满足电力需求增长。
“现在的矛盾只能寄希望于输送电网的批建，规划实际上早就做了，比如从西北往四川送电，由新疆往重庆送煤等，就等着发改委批了。”薛静表示，如果两年内建成，那么就到2013、2014年就可以缓解目前的电力，但如果对特高压电网和输煤送电的通道延缓，到2013年就将是电力最紧张的时期，可能出现大范围缺电难题。
是否电荒关键看四五月份
根据中电联的预测，后三个季度，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等结构性因素的影响，全国电力供需形势将总体偏紧。
具体表现在部分地区为持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面。“特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万千瓦左右，考虑气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，缺口还可能进一步扩大。”
其中，华北、华东、南方区域电力供需总体偏紧，华中区域电力供需总体平衡、冬季时段性紧张，东北、西北区域电力供应能力总体富余。
“3000万的缺口是个什么概念呢，这个数字相当于福建省的全部装机容量，或者安徽省全部装机容量。这个3000万，应该说比2004年电荒的缺口要小，但是比“十一五”以来，特别是2006年供电缓和以后，是最大的。”薛静介绍说。
对于夏季是否出现大范围缺电的情况，薛静表示还要看4月份的火电装机、电煤供应和5月份的来水情况才能给出准确判断。“比如水电大省，来水会到什么程度，要到5月份才有定论，现在的数字都是预测的数字。”
“今年缺电省份比较广，以往华东地区并不在夏季紧张的视角里，今年进入了缺电行业，这实际上是国家的国民经济结构发生变化，经济结构向中西部转移造成的。目前中部经济增长，特别是投资增长高于东部，对高耗能需求增加，比如建材、有色这些需求逐步增加，其用电增速某种角度快于东部。”薛静称。
总体看，目前缺电的省份多是结构性硬缺电。中电联认为，像重庆和浙江就是硬缺电，缺装机，需建立运煤和储备通道，湖南等地则是由于水电来水不足，可以通过省份互济缓和，其他的如山西等产煤省份主要因缺煤停机造成，并非缺少装机的可以通过需求侧管理进行抑制。
不谈价格质量下降
然而与供电紧缺一样忧心的还有重点合同煤的兑现问题，合同煤的兑换与否和火电企业的亏损面直接挂钩。
4月初，国家发展改革委下发了《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》，要求各地采取有力措施，保障电煤供应，稳定电煤价格。
《通知》特别要求，将2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，并不得以任何形式变相涨价。同时要求各产煤省(区)要妥善处理好煤炭安全生产和稳定供应的关系，加大电煤产运需协调力度，不得分割市场、限制煤炭出省。煤炭产运严格按照合同约定的数量、质量、价格和时间进行交易，对涉煤收费进行认真清理，减轻煤炭企业负担。
此后，兼发改委副主任和能源局长于一身的刘铁男密集到大唐、华能等发电企业和山西煤炭大省进行煤电调研，并在4月23日的全国经济运行工作会议上提出了针对煤电油气运供需中突出矛盾的工作重点，要求严抓兑现率，确保重要领域、关键时段、重点地区煤电油气运供应。
最近，发改委更是约谈几家大型煤炭企业，就保持市场煤炭价格稳定进行沟通并要求煤炭企业合理控制涨价幅度，禁止盲目涨价。
对此，中电联的一位负责人对本报记者表示，截至4月份，今年合同的兑现率依旧不乐观，而且有所下降，“现在的情况是煤炭企业不愿兑，而且兑现了以后不谈价格，即使兑现了质量也一并降下来，达不到指标”。
根据中电联的数据，一季度，全国电厂电煤库存总体处于正常水平，但是受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，电煤库存天数有所下降，局部地区、局部时段电煤供需比较紧张，特别是1月上、中旬矛盾比较突出，部分省份缺煤停机。
截至3月底，全国重点企业电厂存煤5071万吨，可用13天。4月份市场煤炭价格开始上升、日消耗量保持高位，截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。