从去年夏天开始，国内部分地区出现了“电荒”，有些地区如上海、江苏拉闸限电。今年，北京也开始号召居民采取各种手段“节约每一度电”，看起来连北京都要出现“电荒”的现象。
　　“电荒”这个现象，本人也只是听说，或者从报纸上读到有关报道，但关于“电荒”的细节，还没有看见一个详细的、有科学数据支持的报告。在本人的工作和生活中，偶尔断电的现象也会发生，的确会对生活和工作造成一定的影响，比如正在开会，停电，过10分钟才来电，正在工作，突然断电，数据没来得及存盘，白干了，但我认为这些现象有些是因送电线路出现故障引起的，有些是因区域的供电设备容量不足引起的，不可以说是“电荒”。
　　对于其他网友，我不知道你们对”电荒“概念的认识是怎样的，我对”电荒“的认识是这样的：在一定程度上缺容量或在一定程度上缺电量。对于缺容量，可能的情况是这样的：在夏天，主要因天气温度上升，办公和生活场所需要开启空调，因此增加了一部分容量，当然也增加了一部分电量，我的认识是在夏天主要缺少容量，比如某电网现有装机包括备用、抽水蓄能等共有1000MW，而电网的供电区域在夏天开启的耗电设备在某个时点达到了1100MW，这时候缺少100MW的容量，调节的方式只能是其中的一部分地区在某个时段断电，另一部分地区在这个时段供电，在下一个时段再调整过来，这对于普通用户来说，看到的就是“电荒”。如果这时候就叫嚷要“上电厂项目”，发问“谁对此负责？”，本人感觉还是有点欠考虑。
　　首先，从电厂的建设成本来看，普通的2X300MW亚临界新建机组（含脱硫）的造价大约是27、8个亿，以前环保要求低一点，在没有脱硫要求的条件下，造价大约在25、6个亿，如果按每年满发的小时数（设备年利用小时）为5000小时、标准煤价300元/吨来计算，要达到行业的基准收益率8%，上网电价在0.315元/度左右，加上电网的过网费（比如0.1元/度），销售给用户将会是0.415元/度（各位网友感觉这个价格高吗？）。这不包括在电价中附加的各种收费。其中大家要注意到设备年利用小时数这个数据，它实际上是电源的市场体现，对电源的经济效益至关重要。如果上述300MW机组建成后，每年的设备年利用小时只能达到4000，（每年按365天计算，24小时/天，共8760小时，4000小时意味着在12个月中只有5.5个月的时间在满发），如果电价还是0.315元/千度，则该投资电厂的内部收益率不到1%，比把资金存在银行的收益少得多，电厂连年亏损。而实际情况是，在水电比重比较大的地区，如湖南，个别300MW机组的设备年利用小时数连4000都达不到，一致亏损，在缺水的年份，年利用小时可以达到4500甚至5000，这时候才可以扭亏为盈。但我们煤电不能指望每年都缺水。况且，从节约能源的角度讲，当然应该首先调度水电---可再生能源。这样看来，如果在夏季的三个月（6、7、8）包括秋季的9月份缺少容量，为此建设一批火电机组，则设备的年利用小时数可能在3000小时以下，网友可以自己估计一下该电厂的投资效益。这里还需要注意的是，电力的生产和使用基本上同时进行的，99%的电力产品不能储存，如果是抽水蓄能，大致是耗用4度电，在需要的时候发出3度电，因此设备年利用小数完全由市场消耗说了算，煤电还要考虑首先调用水电和核电，这是能源统筹安排合理利用的要求。
　　因此，从这个角度来看，不能出现“电荒”就直接要求“上电厂项目”。
　　其次，从用户用电的角度看，用户用电一般不考虑时间，什么时候想用就把容量加上去。我们的电价在以前也没有季节性和一天内时间上差别。这样，电价没有起到调节用户的用电的作用，出现缺少容量的“电荒”机会就会增加。从2003年年末开始，国家要求各地进行电价改革，出现了季节性电价、峰谷电价、避峰电价、可中断电价等不同的电价形式，目的就是用电价的杠杆来调节用户用电的时间和数量。本人认为，如果技术上可行，而且电价差别制定得到位，是可以起到调节作用的，从而减少“电荒”现象。另外，去年，部分地区的“电荒”原因中有高耗能产业的因素，这是产业政策的问题，今年已经开始通过电价杠杆调节了，对高耗能产业，有淘汰的、限制的、鼓励的等不同形式。
　　第三，从能源安全和可持续发展的角度来讲，目前，我国70~80%的电厂是煤电，电力的原料是煤，我国的已探明煤炭储存量据说是可以燃用400年，这是数据的计算我估计用的是静态的计算方法，没有考虑不断增加的煤电装机，如果用动态的方法，可燃用的年限势必会减少，而煤炭是不可再生的。有人说可以发展核电和风电，首先核电的造价比较高，近期估计国产化核电的造价大约在1340美元/千瓦，按不含税铀价为10000元/公斤，设备年利用小时为6570小时（负荷75%）计算，达到8%的收益率，电价达到0.351元/度，而且我国的铀燃料据说只能满足40年，将来建设了大批核电之后燃料要靠进口。风电的造价大约为9000元/千瓦，风力发电的设备需要进口，一般电网收购风电的电价在0.6元/度。所以，从能源安全和可持续发展的角度看，我们更应该树立的是“节约能源”的理念，而不是随心所欲、无节制地耗用，一缺电就嚷嚷“上电厂项目”，而不从使用的角度去想想。
　　第四、从电网的角度来看，我国的电网还远不如国外发达，联网工作还正在进行，网内改造工作也正在进行，如果说“电荒”，那么看看是哪个地区缺电，而在国内是否有不缺电的地区，比如东北地区近几年就不缺电，那么是否可将东北地区的电量送往缺电地区，这就牵涉到电网建设的问题。因此，从这个角度来看，也不能一缺电就直接认为是电源点太少的原因。
　　第五，从电力规划的角度来讲，我国的电力规划有长期如20年、中期如10年、短期如5年之分，而且在实践过程中不断滚动。电力规划的依据主要是经济增长系数，经济增长与电力发展之间又有一弹性系数。作规划时主要使用的是统计年鉴的数据，我想也许在预测方面缺少一点力度，规划人员认为预测准确是非常困难的，当然，没有进行实际调查也是一个缺陷。如果网友有好的建议，可以提出来给规划人员。
　　第六，从电力行业与煤炭行业的关系来看，当前煤炭的价格放开了，而电力的终端销售价格还是管制的（这个我目前还是赞同，因为电力的需求弹性很小，而我国其他配套的环境和政策还不到位），电煤涨价，有些企业可能因不愿购买高价煤而停发，有些是因为确实买不到煤而停发，今年江苏地区的个别电厂的煤价达到500元/吨以上。这也是发生“电荒”的一个原因。
　　在一片声的“电荒”声中，我认为还是需要确凿的数据作支持，不能只看到表面现象，需要分析一下真正的原因。首先，可以调查一下各地区火电厂从投产以来的设备年利用小时数；其次，可以调查当地的用户类型和用电量；第三，可以调查当地的煤价和电价水平（发改委批的电价与实际执行电价不一定完全一致）。如果有确凿的数据，“电荒“的结论才能站得住脚。

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