来源：bb平台体育下载 发布时间：2024-01-11 19:48:11
脆弱的浙江，正在遭遇7年以来最严重的电荒，以往的限电措施已不再管用，缺电成为压倒众多非公有制企业的“最后一根稻草”;
疑惑的湖南，旱灾令“缺电”卷土重来，水电机组集体“哑火”，火电厂同样是巧妇难为无米之炊;
忧虑的河南，已然失去了“能源产出大省”的头衔，正在经历“离家越近越打不着车”的尴尬。
焦急的内蒙，由于铁路、公路、航路、电力的“四不通”，让这样一个国家能源基地，煤堵在路上，电窝在家里;
羁绊的贵州，水火相济是其自身的能源优势，然而“西电东送”并未给它带来经济的腾飞，在电煤价格倒挂的局面下，有一天或许会无电可送;
纠结的陕西，送煤还是送电，成为横亘在当地政府心中的一个结，本省煤电没理顺，还要向外输送能源，心中怎不打鼓;
期盼的甘肃，这个代表中国清洁能源未来的地方，最迫切的就是解决市场外送能力，让用之不竭的“风”和“光”，来缓解“电荒”。
2011年，就在人们无奈却又欢乐地“来北京去看海”的时候，本刊重磅推出《中国电荒调查》，目的是为读者，画出中国电力供需的真实图景，理出造成今年电荒的种种成因，开出医治中国式电荒的几服良药。
调查理由：贵州具有水火互济的能源优势，全国煤炭储量第五，水能蕴藏量第六，使其成为“西电东送”的重要通道。
6月20日早九点至晚六点，贵阳城北分局计划停电的区域有：中庵线日早九点至晚五点，贵阳城南分局计划停电的区域有：南明机械厂、遵义路工业公司、纺织工业品公司仓库、武岳集团、红旗木工厂、无纺布厂、贵阳塑料厂、军区招待所、军区养鸡场、603总队、军区门诊、省人防办、恒力房开国际大厦;
6月20日早十点至晚五点：贵阳小河分局计划停电的区域有：一轻校、火石坡、顺时房开……
6月20日早九点至晚五点：贵阳金阳分局计划停电的区域有：高新华宇、严家大坡砂厂、大洼村……
一日之间，竟有这么多地方停电超过8小时，贵州这个全国煤炭储量排行老五、水电蕴藏量排行老六、火电装机五年内翻两番的电力输出大省，今年是怎么了?
南方电网贵州公司的一位负责人开门见山地对记者说，“采访电荒，你应该去华东啊。”
“我给你讲些数据，截至去年，贵州省“西电东送”最大外送能力已达1000万千瓦。以送电广东为例，2002年是100万千瓦，2010年达到了900万千瓦，平均每年都增加100万千瓦的送电能力。你说，贵州怎么会缺电?”她反问。
“西电东送，一来是国家的能源政策，二来能给贵州经济带来极大的拉动，可我们不难发现的数据是，今年贵州电网已经减少东送电量来保安全了。4月份，贵州实际送广东电量为27.51亿千瓦时，调减了6.35亿千瓦时。这种状态，会不会一直持续下去?”
“从2010年到2012年，我们已并正在投入330亿元用于电网建设，相当于再造一个贵州电网。你说的情况主要还是今年来水较晚造成的，不会是常态。”
“用‘电荒’来形容贵州目前的供电形势，是不准确的。贵州装机容量为2677万千瓦，是2000年的5.14倍，其中火电装机1714万千瓦，是2000年的4.72倍;水电装机963万千瓦，是2000年的6.13倍。根据初步规划，到2015年，贵州装机将达4000万千瓦。这一些数据是做不了假的。”
“那我们在电力热线中，听到的这么多地区都停电超过8小时，其中还包括学校、军工厂、省委机关，如何解释?”
兼任贵州省大面积停电事件应急指挥部主任的潘军忙说，“你听到的，都还属于有序供电的范畴，未达到大面积停电的程度。”
坐车前往贵阳小河经济开发区的路上，记者询问了一些同行的市民，他们对记者关于“电荒”的提问，回答出奇的一致：没有感觉到缺电。
“我们贵阳，是西南交通的枢纽，很多企业都把这里当做打开东南亚市场的桥头堡。目前，在小河落户的企业大概有30多家，其中有9个基础设施项目，26个工业项目。”
“主要是装备制造企业，特别是军工企业，都在我们这里建立了军备制造基地，另一个是汽车制造业，奇瑞汽车在今年初把大型客车的生产基地，落户到此。最近刚刚引进的一个项目是，中煤盘江项目，基本的产品是挖煤的设备。“他继续介绍。
“没错，他们看中的也就是贵州丰富的资源和低廉的劳动力，目前，我们小河有5万熟练工，而贵州又是磷都和铝都，还拥有西南地区50%以上的煤矿。”
“我明白你的意思，国家出台了节能减排的硬指标，可各地也有各地的难处。拿我们这里来说，小河就是一个大工地，20平方公里的地面上，布满了开工的项目。如果拉闸，工期就要停，损失谁来承担?我们跟企业可都是签过合同的。”
“领导更关心的是经济发展，1至5月，小河完成规模以上工业总产值615610万元，比上年同期增长34.1%;5月份规模以上工业总产值114941万元，比上年同月增长23.7%。”
“就这样，中央、中央书记处书记、国家副主席习不久前来小河视察时，还一再强调，要加快项目落地、加速项目投产，确保完成上半年经济社会持续健康发展各项目标任务。”说这话时，他挠了挠头。
走进中电投贵州金元集团气派的迎宾大厅，映入眼帘的是“2011年金元集团员工摄影展”的巨大条幅和一幅幅被装裱一新的摄影作品。
不出意料，在记者表明来意，想要了解一下金元集团各大电厂运作情况之后，就吃到了闭门羹。
此时，贵州省经信委副主任李保芳，正在紧急赶往金元集团下属纳雍电厂的路上。据悉，这座装机容量达到240万千瓦，在贵州居首位的电厂即将没有存煤了，已经有90万千瓦的机组停检。
“目前，贵州的电煤非常紧张，全省17座火电厂，有2座已经停工了。”贵州省经信委的一位负责人，拿出一份近期全省火电厂电煤情况日报表递给记者。
“你看，目前全省火电装机容量是1834万千瓦，其中只有1425.5万千瓦在运行，有408.5万千瓦在停检。剩下15家仍在运行的火电厂，有9家存煤已不足3天，特别是占全省火电装机1/3的金元集团，下属的6家电厂，有5家存煤都仅剩1天。这是贵州，前所未遇的情形。”他不无担忧地说。
“4月27日，孙国强副省长就曾组织召开了贵州各大电厂的会员大会，强调煤矿要保证电力，并传达了省里面的具体措施。你看看这个。”
这是一份贵州省人民政府办公厅下发，标题为《逐步加强电网调度工作的通知》的文件。详细的细节内容为：贵州省各煤矿要在迎峰度夏期间，保证对电厂的供煤，且每吨原煤价格控制在400元左右，不得擅自抬高价格;贵州省各火电厂要保证7天的存煤，少一天罚款100万元;各火电厂要积极发电，不得擅自停机检修，一经发现，将吊销资格。
一段急促的电话铃声，打断了我们的谈话，她不得不去应付手头的工作，记者也准备去其他发电企业转转。
还没迈进国电贵州公司的大门，就已听见高昂的红歌声。偌大的几间办公室，竟空无一人。
在走廊尽头，有一间办公室，门虚掩着，里面的人一直在打电话，听声音很急切。记者冒昧地推开了门，等他打完电话，向他表明来意。
后来，记者才知道，接受媒体采访的人，是国电集团贵州公司负责电力生产的资深人士。
“第一，省内外的价差。贵州的煤比较便宜，在市场经济下，卖到省外比卖给省内一吨要多好几百块，谁不愿意卖个高价。第二，总量下降，相互竞争。随国家搞煤矿整合，一些小煤矿被国有大矿兼并重组，自然产量就下来。贵州总计关停了2000万吨小煤矿的产能，2010年全省产煤1.5亿吨，而今年到5月份产煤5540万吨，才是去年的1/3。与此同时，各大电厂为了买煤，斗得也很激烈，无形中又把煤价抬高了。第三，区域性不平衡。贵州主要产煤地在六盘水，那边的坑口电厂拿煤有优势，而其他电厂就没这么方便了。”
“上有政策，下有对策。在电煤领域，电厂总是处在弱势。记者再给你讲讲今年煤的情况，刚才说了，煤的产量下来了，同时，煤的价格却在一路飙升，相比去年同期，上涨了100元/吨。而更重要的是，煤的质量也在一下子就下降。政府是规定了400元/吨的价格，可它没规定煤的质量啊，本来燃烧值应该在5500大卡的煤，就被换成了4000大卡甚至更低的煤。这些掺了很多杂质的煤，又增加了我们电厂质检的费用，一来一回，等于没降价。”
“普遍存在三种状态，第一，出工不出力。因为，每发一度电就要亏2.5至3分钱。第二，以煤定电。也就是说，电厂有多少存煤，就发多少电。第三，不能够实现高效率工作。就是电厂不能满发，甚至找借口，将一部分机组停检。”他丝毫没有保留地对记者坦白。
“没错，如果以上问题，不尽快解决，别说是往外省送电了，本省供电都很难保。”他很是担忧。
“今年1至5月份，全靠我们水电支持着，不然，贵州早就缺电了。”贵州省黔源电力办公室主任向异说这话时，略显激动。
“原先贵州水电和火电的比例是3：7，今年水电达到了40%，还在于去年水库存水比较多。这样一来，我们也算是扭亏为盈。拿我们黔源电力来说吧，去年亏损3亿多，今年一季度盈利就已超越2000万元。”
“错了。昨天我们的存水只够发8000万度电了，按照平均每天发2000多万度，最多也就再发3天。如果到时候，还没来水，情况就危险了。”他强调。
即将返回北京的当天，记者终于联系到了贵州一家电厂的负责人，也可以近距离接触到“电荒”的内核。
“上个月，我们厂亏了1000万。”一身工装的他，开口就向记者道出了难处。
“眼下，我们根本买不起煤，去年收煤一吨要450元，今年就涨到550~600元每吨。不给煤矿现金，他们就不给煤，而银行又不给我们贷款，厂子的资金链眼看就要断了。”
“跟你讲，现在我们发一度电，平均亏4分钱。而我们盈利也就在2分钱的边际利润。因此，即使上调了电价，我们还亏2分钱。”
“现在，贵州省内国有煤矿和地方煤矿各占一半，想从地方矿买到便宜煤，根本不可能。国有大矿基于社会责任，还是会供给我们一些煤，可是质量就很难保证了。它们的好煤都卖到外省去了，给我们的都是一些燃烧值不足3500大卡的劣质煤。我们也没有很好的方法，只有一条，有煤就行。”
“缺电将来肯定会有的，不仅西电东送会降低，贵州的工业用电，也会出现缺口。”
“对不起，我得去火车站，监督运煤了，去晚了，煤就可能被别人截走了。”他结束了我们的对话。
5月16日，20多位火电厂的老总，聚集在上海市电力公司一间会议室中，召开二季度购电合同的签约仪式。会后，老总们没有多作交谈，匆匆离去。
他们的忙碌事出有因。往年春夏之交是发电的淡季，而今年，华东地区遭遇淡季严重缺电，电厂3～4月的发电平均值已高于去年最高峰时的平均值，加之越来越贵的发电成本，很多电厂已陷入不灵和发电压力骤增的困境。
让电厂最为担心的是，华东地区的酷暑季节马上就要来临，根据以往的经验，就算在煤电价格较平稳、电厂设备检修正常的情况下，设备发生故障也有可能发生，而种种压力无异让发电厂悬崖上跳舞。无论规模大小、不分技术高低，华东电厂都在经历一场前所未有的压力测试。
海运是华东地区电厂获取煤炭的主要渠道。浙江、上海等地电厂的煤炭，无一例外地都是由各自燃料公司采购后用船运至电厂的。大宗购买的煤炭价格本可以更便宜，但随着国内市场煤标煤单价最高已超越千元， 统一购买的价格上的优势不再明显。
北仑电厂的副总经理吕一农给我们算了一笔账：“如果算吨煤价格上升40元，发106亿千瓦时电需要原煤400多万吨的线多亿元钱去买煤。”而和去年相比，华东地区电煤每吨已至少涨价100元。
价格优势的丧失还源自难以兑现的计划煤。此前，背靠国家政策，计划煤兑现率较高，尽管需要购买一些市场煤， 但电厂并不为购煤而过于苦恼。“但现在，计划内的煤炭只能解决一半，能达到60%～70%左右就已经很不错了。”上海某电厂的老总向记者抱怨，“剩下的，我们只可以到处去买。”
另一个让电厂挠头的问题是市场煤质差。“现在都是电厂适应电煤。”玉环电厂副厂长李法众给记者举例，“我们对电煤的热值要求是550 0大卡。但去年，所购买煤的平均热值只有5010大卡。只有10% 能达到5500大卡的要求。”
玉环电厂拥有4台百万千瓦超超临界机组，技术优势使玉环在2 010年发电234.4亿千瓦时，节约标准煤84.41万吨，减少相关成本3.47亿元。“如果是平均的电煤消耗，我们肯定亏损。”李法众说。而目前， 全国拥有这样机组仅有20台左右。
于是，国内煤价的提高成为让电厂海外寻煤的驱动力。早在几年前，因为看中了国外煤相对低廉的价格和较高的质量， 华东多家电厂开始从俄罗斯、印尼、澳大利亚和越南买煤。
“印尼地震、澳大利亚洪灾和日本核泄漏后，煤炭产地受灾、四周的国家关停或者检修核电，一下提高了四周的国家对煤炭的需求。”几位电厂老总无一例外地认定， 在国外煤越来越难买的当下，电厂只能把目光放回国内越来越贵的市场煤上。
“我们开会的时候，有人说，如果西方的电厂在当前这样的一种情况下继续发电，老总不是抓起来判刑，就是被送去精神病院。为什么?因为他不顾股东和员工的利益，没有效益也在发电!”说这话的时候， 这位业内人士满脸严肃和焦急。
早在2010年，华东多家发电厂的利润就因火电的亏损受一定的影响。但对于继续发电，多数老总的态度很明确。“我们亏是亏，但是我们仍旧是有边际收益的。如果不发电，员工连工资都发不出来了。一旦没有边际收益，不能买煤，我们肯定连电都不能发了。”
高煤价和长时间满负荷运行不得不让企业减少相关成本。电厂通过加强管理、挖潜力、降煤耗，甚至进行专门的科研工作来抗压。但压低成本的后果是，“电厂职工的心态发生了变化，跳槽的不在少数。” 一位电厂老总说。
更严重的是，很多电厂因没有边际利润，银行不发放贷款，导致电厂资金链断裂，无力买煤，电厂无法发电。“据我了解，一些发电集团已经被迫关闭了没有边际利润的电厂。”
5月13日，在北仑电厂的专用煤码头。煤从正停靠在码头的大型货轮上卸下，通过几百米长的输煤栈道，送往已经满负荷运行多日的机组。
“今年1～4月份，我们共发了106亿度电。作为国有企业，在任何情况下，都要确保机组安全发电，这是我们职责所在。”吕一农说。
平均每天吃掉两船煤的玉环电厂最担心设备的安全。往年的3～4月份都是发电淡季，也是电厂检修机组的最好时机，但今年的检修计划却因满负荷发电而一推再推。
“3号机组原计划安排在4月中旬检修，后来推到4月底，最后推到了5月23日。这基本都到了迎峰度夏的时候。”李法众说，“玉环一共有4台机组，每台机组配有6 台磨煤机，以前总有4台磨煤机可以休息， 但现在，只有所有的磨煤机全部使用，才可能正真的保证发电量。”
长时间运转最大的问题是导致设备无法正常检修，同时，脱硫石膏的用量和石灰石的用量都大幅度的提升。“如果锅炉这样的设备长期磨损，就一定要进行强迫性停机。但如果玉环一停，浙江统调电量的12.8%就没有了。”李法众表示，虽然成本被压到最低，机器顾不上检修，但该发的电还是要发。
煤价高、电荒来袭，仅是电厂面临的这场压力测试的表层原因，而根源究竟在哪里?
一位业内人士认为根源在于：“用电的地方不让建机组，不用电的地方却在大建机组。中国装机容量已超越9亿千瓦了，如果全国的发电机都发，这个发电量是让全国都不缺电的。问题就在于，这几年，我们的机组都建在内蒙古、新疆，戈壁滩的电送不出来啊!”
这也许并非唯一的原因，但至少有两点能确定：一是目前能源结构布局规划的不合理，二是长距离电力输送建设不到位，这导致了电量总量够，但时间、地域分配不均匀，也让电厂也陷入越发电越亏的漩涡中。当电厂利润减少，直到资金链断裂，发电积极性必然降低，亦使电力供应紧张的局面更加恶化。因此，压低成本运行只能解一时之困，调整电力布局和出台煤炭价格政策，才让电厂从这场压力测试中抽身。
就绿色电力外送而言，单论装机容量，甘肃虽称不上首位，但拥有国内乃至全球首个千万千瓦级风电基地、单点接入417万千瓦装机容量，同时也是世界上高效利用太阳能资源的最佳地区之一，在华东、华中、华南地区缺电背景下，其对当下及未来的示范价值堪称重大。因为从某一些程度上说，只有解决了可再次生产的能源发电的外送和消纳问题，大范围配置能源资源才更具有长远价值，就此而言，甘肃作为能源输出大省的样本，其经验甚至关乎中国能源战略的未来。
夏日炙烤来临之前，甘肃电力供需形势如何?作为西电东送棋局的关键一子，在别的地方缺电时，解决了多少负荷，是不是真的存在窝电现象?“伤不起”的可再次生产的能源发挥了多大作用，未来能否指得上、送得出并发挥更大作用?对于备受推崇的“风”“光”发电，应该建立什么样的市场消纳机制，是否应该坚持不送火电也送风电……带着这样一些问题，本刊记者奔赴甘肃采访求证，力图还原甘肃能源输出超级样本的面目和价值，解开公众对于绿色电力外送的疑惑。
陈振寰虽不像缺电各省的调度同行那样，每日为电煤库存而忧心忡忡，但也不敢掉以轻心。毕竟，与去年平均十七八天的存煤相比，今年仅10天的存煤只能说是有了基本保障。
虽然这一数字已经比华东甚至同在西北地区的陕西、宁夏好了很多，但作为甘肃省电力公司调度中心调度运行处处长的陈振寰，对马上就要来临的迎峰度夏形势仍不乐观。6月13日，他对《能源评论》道出了自己的判断，“甘肃发用电形势总体不错。目前全省装机容量超过2400万千瓦，最大负荷1100万千瓦左右，我们预测最高不会超过1170万千瓦。当然前提是电煤能够保障供应，总体上发电就能够很好的满足需求，而且略有盈余。另外，甘肃用电主要是高耗能行业比如电解铝、硅铁等，随着最近高耗能用电加价政策的推出，后期形势存在不确定性。”
联合国工业发展组织国际太阳能中心主任、甘肃省自然能源研究所所长喜文华一语点出甘肃能源利用的“症结”：“甘肃是全国老工业基地之一，由于以能源原材料为主的重型工业结构，经济发展对能源和资源的依赖程度较大。而随着经济社会的快速发展和工业化进程的加快推进，全省面临的资源和环境问题也一天比一天突出。”
作为中国“电力粮仓”的重要一员，甘肃在我国能源战略中的作用日益突出。今年1到5月，甘肃省电力公司组织外送电量60亿千瓦时，相当于输送211万吨标准煤，其中，风电电量已突破24亿千瓦时。
有消息称，5月初，国务院办公厅已下发关于进一步支持甘肃经济社会持续健康发展的若干意见，要求充分的发挥兰州等中心城市辐射带动作用，积极打造陇东、河西两大能源基地，构建新能源开发利用示范区，形成甘肃东西两翼齐飞的经济稳步的增长新格局。
此前，甘肃省就提出了打造西部能源大省、再造“陆上三峡”的部署，以河西地区风能、太阳能等新能源与可再次生产的能源资源开发为重点，将河西建成我国重要的特大型新能源基地。以陇东地区煤炭资源开发为重点，建设亿吨级煤炭、千万千瓦级煤电，打造陇东南煤电基地，最终实现陇煤外运和陇电东送。
甘肃全省煤炭预测储量为1428亿吨，已探明125亿吨，保有资源储量120亿吨。从区域分布看，陇东地区煤炭资源丰富，占全省预测煤炭资源储量的96%。集中分布于庆阳、华亭、靖远和窑街等矿区，包括核桃峪煤矿1200万吨/年、甜水堡煤矿30万吨/年、甜水堡南煤矿240万吨/年、刘园子煤矿90万吨/年、马福川煤矿500万吨/年，毛家川煤矿500万吨/年、新庄煤矿800万吨/年、罗川煤矿90万吨/年等8个煤矿，预计总能力达3450万吨/年。到2015年，陇东地区每年新增煤炭生产能力将达4000万吨以上，煤炭年产量达到6000万吨以上。
充足的煤炭供应，保证了甘肃今年用电形势的平稳。据陈振寰介绍，由于电煤(尤其是新疆煤炭)价格较低，甘肃火电厂积极储煤，未出现因缺煤停机的情况。
作为重要的能源输出省，甘肃之所以引人瞩目，更多的是因其近年来快速地发展的可再次生产的能源尤其是风能和太阳能，正是取之不尽、用之不竭的“风”和“光”吸引了众多目光和资金。
甘肃风能资源总储量2.37亿千瓦，技术可开发量4000万千瓦左右。风力资源居全国第5位，大多分布在在河西走廊和省内部分山口地区，河西的瓜州素有“世界风库”之称。甘肃是我国太阳能最为丰富的三个区域之一，河西西部、甘南西南部是我国太阳能资源最丰富的地区，按现有利用水平测算，可开发资源量约为520万吨标准煤/年。
“实现我国“十二五”期间非化石能源在一次能源消费比例中的比重达到11.4%、2020年达到15%的目标，风电将担起更多的责任。”国家发改委能源研究所副所长、中国资源综合利用协会可再次生产的能源专业委员会主任委员李俊峰说。
“入夏伊始，‘电荒’问题再次引起各方关注，但同时，西部风能资源却未能充分施展拳脚，因此，接下来首先要解决的仍然是可再次生产的能源并网问题。”,绿色和平气候和能源项目主任李昂如此表示。
喜文华认为，有着得天独厚条件的甘肃，在这场新能源革命中已经充当“急先锋”。不见火烟，就可以烧水做饭，已经为当地人民日常生活带来很多方便，在满足自身经济社会持续健康发展的情况下，可完全通过加大开发力度，逐步纳入到国家“一盘棋”中，为全国经济社会发展贡献“光”和“热”。
实际上，甘肃风电并网容量至5月底达到417万千瓦，至6月底预计吊装560万千瓦。5月份发电量达5.4亿千瓦时，同比增长279.33%，前5个月累计发电量达30.24亿千瓦时。4月10日当天，风电出力达到256万千瓦，占当日负荷29.89%，发电量为5519万千瓦时，总当日用电量24.51%。
“得阳光者得发展，得阳光者得未来，已经成为势不可挡的潮流。”与风电发展一样，光伏产业在甘肃的“战略布局”也已经展开，继全国最大的太阳能光伏并网荒漠电站——敦煌10兆瓦光伏并网电站特许项目启动后，一批重大光伏电站项目也在谋划之中。就在记者采访期间，6月13日，国内最大的100兆瓦光伏并网项目在敦煌举行奠基仪式。
甘肃风电发展最值得自豪的就是规模，但可谓败也规模、成也规模，今年以来，也是因大规模集中接入引发的数次事故而备受关注。
酒泉是我国首个开工建设的千万千瓦风电基地，在同一点接入417万千瓦的装机容量，在全世界都是绝无仅有的，因此发生大规模集中脱网的概率高、影响大，而正是这一大规模集中接入带来了今年以来的数次风机脱网事故。
“不能再往前冲了，必须停下来思考!我是经历过大炼钢铁的人，不能让风电，也不能让风机制造再走‘’的路了。”中国工程院院士倪维斗的话语掷地有声。
此前，甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤就曾公开发表《酒泉千万千瓦风电基地送出及消纳问题研究与探讨》一文。汪宁渤认为，事故的直接原因就是集中大规模并网过程中基建施工、风电机组等技术问题，间接原因就在于技术标准、基础管理、制造企业创新能力、并网管理规范不健全。反映的深层次原因就是中国风电发展模式与欧美等分散接入的模式截然不同，因而亟待形成有中国特色的风电发展模式与机制体制。
据统计，截至今年5月底，酒泉风电基地风电场累计发生各类事故53次，除一次事故外，其他事故均是风电场事故影响电网，脱网风电机组超过100台。“2.24”以来发生的3次严重事故分别甩风电出力84万千瓦、100.6万千瓦和153.5万千瓦，直接威胁到电力系统安全稳定运行。
陈振寰认为，普通公众不了解风电脱网的真正后果，“甩掉风电机组并不可怕，可怕的是摆动和由此造成的电压波动，会带来大面积停电甚至是全黑的严重后果，由于风机故障造成电网故障，我们就无法承受了。”
直接的解决思路就是，要求风电在安全的前提下有序上网，目前讨论中的《风电调度管理办法》《风电购售电合同》《并网调度协议》均要求风电必须达到一定标准——低电压穿越达到20%电压跌落时可承受625毫秒，2秒钟电压恢复到额定电压90%。
在汪宁渤看来，规模化可以在一定程度上解决问题，即当风电规模达到一定程度后，由于风机自身具有长时间相关性，短时间互补性，可以使出力曲线平滑，因此当风电装机容量达到一定规模后，火电比例可以降低;当电网足够坚强，大电网综合调节可以降低直接匹配火电比例。
“⋯⋯炀帝巡行盛事，玄奘西游胜迹，万里织丝绸。蓊郁左公柳，戈壁涣汀州。”
古代的丝绸之路曾经极大促进了东西方文化交流，而今，甘肃的能源外送通道也在大范围配置能源资源方面，尤其是应对“电荒”时发挥了不可替代的作用。
“十一五”期间，西北与中东部地区相联的电力特高压外送通道正式启动建设，随着新疆至内地首条“电力高速公路”——新疆与西北电网750千伏联网工程的开通，中国最大的电力“粮仓”开始外送。
甘肃省电力公司发展策划部规划处处长杨德洲告诉《能源评论》，“十二五”期间，甘肃至湖南、甘肃至江西2条特高压直流外送工程将建成。4月11日，甘肃、湖南两省在长沙举行两地经济社会发展交流会，甘肃省副省长石军与湖南省副省长于来山签署了《甘肃湖南两省送电框架协议》。预计2013年，甘肃到湖南±800千伏特高压直流输电工程单极投运，输送容量375万千瓦，2015年双极投运，输送容量750万千瓦。
甘肃省电力公司总经理尹正民介绍说，规划中的甘肃至湖南±800千伏特高压直流输电工程全程2400公里，仅在甘肃境内就有1460公里，这将是甘肃电网多年来规模最大、线路最长、投资最多、环境最为复杂的输变电工程。
实际上，地方政府对于电力外送的态度也比较复杂。甘肃省副省长石军曾在最近的一次会议上表态，积极支持外送电力，但希望调整外送电价。6月14日，《能源评论》记者就甘肃电力外送通道建设话题，致电甘肃省发改委、能源局等主管部门，发改委办公室的一名官员婉拒了记者的采访，并称目前已经进入实际操作阶段，很多事情需要国家发改委协调，因此不便透露更多情况。能源局副局长孟开也对记者表示，推进过程会有很多具体事务需要协调，相关企业会更了解，能源局作为主管部门，不便发表更多评论。
杨德洲对于未来电力外送形势的判断是，市场空间取决于是否按照市场交易规则操作，即使东部有市场、西部有电力，也要保证多方的利益才能完成交易。比如特高压直流输电沿途要经过不少省份，对于经过的地区可以考虑出台一些补贴政策，以照顾当地的利益、调动各方积极性，否则可能会影响工程进度。
在汪宁渤看来，对甘肃而言，当下最迫切的就是解决市场外送能力问题，但消纳的前提是价格要便宜，至少要低于接受端本地上网电价。
如今的风电并网难，已经由当初单一的接入限制发展为审批接入、限电及市场制约多层次的问题。汪宁渤认为，目前的消纳只能在区域市场谈，毕竟全国没有形成统一市场，硬件条件还没有实现想输送到哪里都可以的程度，体制机制也不支持在所有市场大范围配置。
陈振寰的观点是“风电外送以交易形式进行时，矛盾被外送掩盖。如果全部实行省内平衡，就会挤占火电出力，一旦外送风电减小，火电利用小时数就会下降。在目前缺乏调峰调频火电补偿机制的情况下，风电上网越多，就越会加剧火电企业亏损。”
在大规模集中接入发展模式下，即使有地区消纳，远距离、大容量输送也还存在技术、体制机制、政策和管理上的一系列问题。如何建立合适的机制，既能保证全国电力供应，又能照顾西部地区、途经地区发展，实现和谐发展?
根本出路是转变发展方式，真正将环境损害机制纳入经济发展的约束条件。喜文华建议，“十二五”期间有关方面要加大配套火电、水电、核电、太阳能发电等电站建设力度，提高配套电网的外送能力和智能化管理水平。他认为，应该由政府出面，加大力度对相关领域存在的问题进行研究，要着力形成产业靠企业、技术靠研发的良好局面。
需要强有力的政策来保障可再生能源的利用率，逐渐成为业界的共识，这一政策应该是系统考虑整个行业包括电源、输送和使用等各个环节。
电网可以解决风电上网问题，却不能解决市场的消纳问题。汪宁渤认为：“目前我国风电规划主要关注资源条件，对风电消纳市场的研究没有足够重视。”，欧美等国则是从系统角度考虑，对发电、输电和用户环节都有激励机制，包括投资补贴、税收补贴、发电补贴、输电补贴及用电激励等，既增强了风电的价格竞争力，又调动了电网和用户的积极性。“基于可再生能源配额制的绿色电力系统在欧洲取得成功的经验表明，以配额制为基础的绿色电力市场相对于强制购电政策(固定电价制度)具有一定的优越性，更能促进风电的良性发展。”
可喜的是，国家相关部门已经着手研究可再生能源配额制问题，由国家发改委起草的《可再生能源发电配额指标管理办法》和由财政部起草的《可再生能源发展基金管理办法》也在讨论中。
从国外的经验看，配额制政策用法律手段为可再生能源与化石能源创造了一种公平的市场，不同能源企业靠绿色证书交易体系公平承担了对环境保护的义务，但是，只有当对用户侧的激励手段开始时，才会创造需求，进而打开绿色电力市场的大门。
当绿电市场消纳问题解决之日到来时，中国的能源结构才有可能真正得以改善，山青水绿、蓝天白云的美好环境才有可能成为常态。安徒生童话《风的故事》所描述的场景将与你我做伴：“当风儿在草上吹过去的时候，田野就像一湖水，泛起片片涟漪。当风在麦苗上扫过去的时候，田野就像一片海，掀起层层浪花，这叫做风的舞蹈……”
从哈尔滨出发，火车沿着东北方向的铁路行驶。除了不时出现的房屋，视线所及之处多是树林和农田。6月10日，在经过10多个小时的颠簸后，记者来到了黑龙江东部产煤区的一个城市。就像东北其他因煤而生的城市，这里的风景除了绵延天际的肥沃黑土，更多的是一个个黑色的煤堆。
从1897年开采黑河西岗子矿井开始，黑龙江一直被视为全国重要的产煤地。2010年，黑龙江煤炭产量虽已退居全国第九，但220亿吨的保有储量仍让它稳坐煤炭大省的交椅。
在2005年公布的《东北地区电力工业中长期发展规划》中，“黑龙江省东部煤电基地的电力，将主要满足黑龙江省东中部地区的用电以及吉林和辽宁省部分用电的需要，”并通过建立“鹤岗、双鸭山等大型坑口电厂”，向“负荷中心输送电力”，保证在东北地区基本平衡。
2005年至2007年，黑龙江电力平衡得近乎完美。黑龙江省送出电量53.18亿千瓦时，同比增长112%，省内电力仅略有盈余。
但问题出现在2008年，本省外送电量逐渐减少、富余电量相应增加。2010年年底，黑龙江电力盈余在300万千瓦以上。
黑龙江的发电机组增速究竟怎样?很多被访者听到这个问题的第一反应都是：“确实快!”
不仅是火电，风能、生物质能这些在近几年才火起来的能源，也在黑龙江广阔的区域内相继上马。
黑龙江政府的一位官员向记者展示了一组数据：2005年，黑龙江省总装机容量是1150万，而到了2010年，装机是2004.5万，提高了近74%，而2005年全社会用电量是555.85万千瓦时，2010年，用电量747.8亿千瓦时，提高只有不到34%。
在很多能源业人士看来，这源于电力体制改革后出现的跑马圈地。“电厂一下变成五家，势必会造成竞争。在市场经济的环境下，只有越来越强，才不至于被淘汰，所以大家都在扩大规模，新建机组。”
此外，电厂项目可以解决地方GDP和就业问题，地方政府必然和电厂一样，希望在黑龙江这个能源富集的地方铆足劲大干一场。
陈增生，华电哈尔滨第三电厂厂长。说到机组出力情况时，他急得用手不停敲着桌子，“我们也想满发，电网的调度中心也希望各个电厂满发，但一方面煤炭价格节节攀升、另一方面上网电价一直不调。我们不可能去买高价市场煤，这就限制了火电厂的出力。”2011年前5个月，哈三厂机组总体运行小时数仅1706.5小时。
哈三电厂只是黑龙江众多电厂的缩影。2010年，黑龙江各类装机总体运行小时数是4086小时，火电运行小时数4384小时，远低于全国平均的4660小时和5031小时。原材料价格压力，加上机组不能满发，无疑让发电企业脆弱的生存环境雪上加霜。
还有一个无法回避的问题。因为机组不能满发，直接导致黑龙江的上网电价一直得不到调节。国家规定，上网电价调节必须有两个条件，一是社会亏损面超过70%;二是利用小时数超过5000小时。
很明显，因为机组利用小时数低，不符合国家的相关政策，导致上网电价无法调整。上网电价低、而成本不断走高，发电企业亏导致资金链断裂，无钱买煤。长此以往，机组利用小时数必然更低。这条奇怪的链条，正在黑龙江的各大电厂难以逆转地上演。
我们可以做一个设想，如果电厂遇到的这条奇怪链条消失，电厂出力提高，黑龙江的窝电可能将更加严峻。
如果说，装机的增长可以预见，那么省内外电力消纳市场的黯淡，则是能源行业没有预料到的。
长期以来，东北电力系统一直是统一规划。能源主要分布在蒙东和黑龙江东部，负荷主要分布在沿哈大铁路沿线的中心城市。最重要的负荷中心在辽宁，它也一直是黑龙江电力最重要的消纳市场。
然而好景不长。“十一五”期间，辽宁和吉林两省大力发展热电联产和风电，原本趋紧的电力需求逐渐缓和。蒙东地区凭借自身褐煤储量丰富的优势，建设了一批大型坑口电厂。2010年9月，呼辽直流投产运营，蒙电东送几乎彻底解决了辽宁的以往负荷紧张。
资料显示，2008年，黑龙江送东北南两省的电量是72亿千瓦时，到2009年下降至52亿千瓦时，2010年仅送了40亿千瓦时。
送不出去的原因是价格竞争下失去了市场。“蒙东的煤价很低，上网电价便宜。我们南送的市场逐年缩小。”一位业内人士说。
让更多业内人士着急的是，农业大省的身份使电力负荷的增加缓慢。与南方发达的工业和制造业不同，黑龙江一直被定位成全国重要的产粮基地。截至2010年，黑龙江所拥有的总耕地面积和可开发的土地后备资源均占全国十分之一以上。
目前，黑龙江全省的高耗能产业数量仍然很少。“我们的水泥和钢铁，产量几乎不足需要的一半，需要到吉林和辽宁进货。”一位政府官员认为，这是保证农业安全的首要条件。但问题的关键是，第一产业的用电量占3～4%左右。“就算粮食产量达到2000亿斤，对用电量增长的贡献率也不太大。”
而与此同时，工业和制造业的慢速发展，更难以带动用电市场的增长。根据黑龙江统计局的数据，2011年1～4月份，全省第二产业用电增幅同比降低7.6个百分点。全国的数据则更说明问题：前4个月用电增长率12.4%，东北三省的平均增长率是10%，而黑龙江仅为5.74%。
除了业已发生的窝电外，在地广人稀、天气寒冷的黑龙江，未来负荷和电力增长之间的错位可能加大窝电发生的概率。
“用电增幅的速度会加快!” 一位政府官员肯定地告诉记者，黑龙江已经确定要加快招商引资的力度。“因为黑龙江的特点是电的安全性、稳定性强，我们希望承接符合产业要求的非高耗能产业。从5月份的用电量看，产业转移已初见成效。”
但产业转移对未来用电增速起到多大的作用?打开黑龙江2011年4月26日公布的“工业项目建设三年攻坚战”计划，不难发现，黑龙江大力发展的产业包括新材料产业、生物产业、新能源装备制造产业、新型农机装备制造产业、交通运输装备制造产业、绿色食品产业、矿产钢铁产业、煤化石化产业、林产品加工产业和现代性服务业。
其中，除了矿产钢铁和装备制造业以外，其他几乎均属于低耗能、高产出的加工产业或者环保产业，对用电增长的贡献程度有限。
更何况，除了稳定的电源这一个条件，黑龙江并非企业期望中的最佳产业转移地。
“这些企业肯定更希望前往交通便利之处，以便完成海外贸易。而黑龙江地处北接俄罗斯荒凉的西伯利亚、东部也没有出海口，工厂还可能因为连续几个月冻土期无法开工。”长期在黑龙江生活的人对产业转移不抱十分乐观的态度，“除非有特别的政策支持。”
而几乎同时，黑龙江的火电、风电纷纷传出将继续增加装机规模的消息，每个领域的增幅听起来令人乍舌。
2010年，黑龙江火电装机1700万千瓦，水电95万千瓦，风电215万千瓦。“十二五”末，风能装机要达到1200万千瓦，火电装机要翻一番，至少要在大数上达到2000万千瓦。
黑龙江一位电力行业人士认为，如果不出意外，未来五年，黑龙江电力负荷的增长率在6～7%之间，而现在，五大发电集团、央企和民企都对能源开发表现出很高的兴趣，政府也非常希望发展清洁能源，多个大型风电装备产业基地已在筹划中。
力求发展的愿望无可厚非，但如何寻找市场消纳才是关键。当自身消纳能力有限时，国家不能及时提出系统可行的消纳战略扶持，黑龙江未来的窝电可能更甚。
以风电为例，2011年1～4月，黑龙江风能给累计运行小时数是786小时，同比去年降低14小时，弃风量达4.03 亿千瓦时，原因在于配套设施严重不到位。
“发展风能一定要在旁边建抽水蓄能电站，因为煤可以存着、水来了可以蓄起来，但风吹过就没有了，但是黑龙江一个抽水蓄能电站也没有。”黑龙江新能源开发有限公司生产部主任无奈又痛心，“从大的发展方向来看，多发展可再生能源是对的。如果没有配套措施，这么多风能浪费得太厉害。”
另一个让所有人都着急的问题是外送通道少 。这也是所有被访者最担心的事情。“截止2011年一季度，黑龙江东部的主要电力外送通道，几乎是24小时接近稳定限额运行。”
在黑龙江电力公司调度计划处处长杨滨看来，这种方式输送电力有限，而且“如果靠50万通道一级一级地送，损耗都会大得惊人。” 杨滨认为，黑龙江距离真正的用电市场太远，“如果说中国在地图上像一只公鸡，黑龙江的位置就处鸡头，要送电的话，希望向更远的地方送。”
杨滨还提出，电网输送的规划应该打破区域的概念，从全国的送端和末端进行考虑。“就像一个梯级，黑龙江多余电力送到华北，内蒙、西北的电力不要送到华北，而要向更远一些的河南、湖北送，也给我们这样的能源基地留出发挥作用的空间。”
作为能源基地和电力送端，黑龙江的角色和定位应该是主动的。而在市场缩小、外送受限的作用下，被动和纠结在黑龙江逐年显现。一方面，送端的布局倾向于风能。这尽管有利于产业发展，但难以预测的风电使调峰陷入被动;另一方面，没有长期、全面的政策支持，黑龙江面对消纳市场的丢失颇显被动。未来三年，大量吸纳产业转移、扩大自身用电市场是黑龙江政府寻求突破一个办法，同时，加强规划和建设通道是更为实际和长远的破解之道。
在人们的常识中，“坑口电厂”是在煤的产地建设电站，就地进行能源转换，变输煤为输电。
从经济角度看，因为火力发电厂耗煤量非常大，如果电厂不设在煤矿附近，就必须依靠铁路、海运等途径运输燃料，而坑口煤可以帮助电厂降低因运输燃料而增加的成本。
然而当前，在多个产煤大省，本地所产的市场煤对于坑口电厂几乎没有采购优势，本地煤矿大量外送，坑口电厂因为用不起附近的煤，要到省外去采购煤。“坑口”二字已经失去了原有的意义。
在这位工作人员看来，几年前，坑口电厂是“有效拉动当地经济发展、解决矿区煤炭外运困难、减轻煤炭外运给铁路造成压力的典范”。
变化出现在2004年，国家发改委在当年12月15日印发了《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，决定建立煤电价格联动机制，电煤价格全面放开。
此后，每年的“全国煤炭订货会”总会传出煤炭企业和电力企业的争执声。煤炭企业反复强调，希望按照市场规律为合同电煤定价。但在煤炭价格随市场变化，电价变动有限的情况下，电力企业多次呼吁，要保持合同电煤价格。
当面临这种争执，国家的政策大都倾向受控的电厂一方。2010年12月6日，国家发改委下发《2011年全国煤炭产运需衔接工作的通知》，指出2011年重点电煤合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。
然而，政策发挥的实际作用有限。2011年1～5月，多地电煤价格虽然没有上涨，但坑口电厂电煤重点合同兑现率偏低，本地区市场煤价格普遍过高，坑口电厂受成本所困，加之在本地煤源受限，于是开始从异地大量购煤。
在黑龙江东部电厂一些老人的工作记忆中，最辉煌的阶段停留在90年代的坑口电厂建立初期。那时，煤炭价格可控，附近煤矿执行着“当地产煤当地消化”的建设初衷。
2005年后，按照国家发改委“黑龙江省建设发电基地，变输煤为输电”的政策，大批坑口电站在黑龙江东部地区诞生，多数坑口电厂都使用了大容量、高参数、低能耗等技术。
然而近年来，“地方煤炭对坑口电厂煤炭供应少、煤价也居高不下。”黑龙江东部电厂的一位负责人说。在接受采访前一天，他还在为计划内煤炭热值达不到合同要求，厂矿热值差超过合同约定值的问题，与煤矿企业谈判至晚上10点多。
不仅是这位负责人，在黑龙江东部地区，不少电厂都在为电煤合同兑现率低和合同执行的公平性着急。另一位电厂负责人告诉记者，计划内电煤合同量仅占全省电厂需求量的22%左右，而且计划内重点电煤合同的兑现率逐年下降。以2010年的情况为例，黑龙江省计划内煤炭合同平均兑现率只有57%，远不能满足企业生产的需求。
2011年，黑龙江煤炭集团又将电煤计划量由2010年1500万吨减少740万吨。受此影响，很多电厂2011年计划煤合同量只有2010年的一半左右。
除了连年下降的合同电煤量和兑现率，本地区的高煤价是电厂选择离开坑口、外出寻煤的重要原因。
在黑龙江，热值在4100～5100大卡的市场煤价格为420～560元/吨。“这个价格，我们的成本无法接受，但如果从内蒙古购进褐煤，作为经济煤种掺烧，加上运费，价格大概在340元/吨左右。”一位坑口电厂负责燃料采购的负责人说。
为节省燃料成本，2010年，黑龙江很多东部电厂开始从蒙东采购褐煤。其中一家电厂的采购人员告诉记者：“今年虽然从内蒙古运煤的费用涨了一些，但总体仍然比采购本地煤经济。”
然而，外出寻煤并非一帆风顺。由于铁路运力得不到保障，一些电厂也考虑过汽车运输，但其成本比铁路运输成本高20多元/吨。目前，燃料成本已占发电总成本的70%以上，而运输价格也可能持续走高，很多电厂对未来不无担忧。
类似的情况发生在“煤炭大佬”山西。作为中国产煤第一大省，山西就像一个巨大的煤矿。省内电厂如同坑口电厂一样，它们本应比其他地区电厂更具“近水楼台”的优势，但也遭遇本地煤炭价格过高、合同煤兑现率低的情况。
事实上，2009～2010年，山西电厂曾遭遇一次煤荒，由于煤炭重组尚未完成，省内多家电厂因总体产量下降而缺煤停产。而2010年后半年，随着煤炭整合重组工作基本结束，山西煤产量反弹至7.41亿吨。2011年，山西省煤炭产量预计将达到7.8～8亿吨，这足以应付本省8730万吨的电煤年需求量。
然而，高价市场煤成为本地电厂购煤的阻力。在山西省东南部，由于多与河南、河北、山东等经济发达地区接壤，不仅没有省外低价煤可购，本地区煤炭亦大量外销，煤炭坑口价多在740～900元/吨。
但在与陕西、内蒙等地区接壤的西部和北部，煤炭坑口价仅在280～350元/吨标煤，就算加上运费150元左右，不仅在仍在山西省标杆电价的可承受范围内，而且每吨煤价比南部的便宜至少460～550元。
于是，大批电厂远赴几百公里外的地方寻煤。以山西南部的一个电厂为例，2011年1～4月，该公司煤炭入厂141.8万吨，而从西北部购入的煤占煤炭采购量的92.7%。
据了解，山西省太一、太二等中南部11家电厂，2011年1～3月份，山西省内重点合同铁路电煤到厂量为164万吨，年度兑现率12%，公路电煤到厂量为802万吨，年度兑现率28.16%。
眼下，南方电荒导致煤炭需求量大涨，加上国外煤价持续上涨，山西煤矿和国内其他地方的俨然成为各省份的“救火队”，大量煤炭被运往秦皇岛，一些本地电厂的兑现率更加没有了保障。
一方面，煤炭企业甘冒不履行电煤合同的风险，压低兑现率，降低兑现煤炭质量，并将产煤大量外送;另一方面，坑口电厂则宁可选择一千公里外的地方购煤，也不愿买近在咫尺却价格高昂的市场煤。在两者的舍近求远中，不该增加的成本增加了，不该耗费的运力耗费了，不该造成的污染也造成了。
而在坑口电站的定义中，煤炭企业当地生产、电力企业就地消化是经济、环保和节能的能源消费模式。当前，这种模式却在煤炭企业和电厂相悖而生，那症结在哪?
一个无法回避的问题是体制错位。煤炭企业、电力企业分别处于同一产业链的上、下游，但所处的市场条件截然不同。
煤炭企业近年来一直在竞争性较强的市场中，企业的宗旨就是通过市场渠道销售煤炭，以实现利润最大化;而由于发电关系国计民生，就算煤炭价格再高，电力企业在兼顾社会责任的要求下，绝不能因为煤价过高、成本增大而不完成预定的发电计划。同时，上网电价长期受到政府的严格管控，这限制了电力企业的购煤成本。
在矛盾的体制下，煤电生产每一个环节无不纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租等“剪不断、理还乱”的复杂关系。在多年的博弈中，“煤电体制错位”不仅已经严重地影响企业的生存，降低了经济的运行效率，甚至直接影响到整个社会的和谐与发展。
如果不能改变能源管理的体制机制，两类企业为了各自的生存和所担负的责任，必将继续这种奇怪的寻煤和售煤方式。而且，两者之间的矛盾还将愈演愈烈。
不可否认的是，当前政府的监管尚存诸多漏洞，这是坑口无煤出现的另一个原因。
目前，政府出台规范煤炭合同的行政命令不在少数。国家发改委早在2007年时就下发通知，强调各级煤炭行业管理部门要督促煤矿企业严格履行合同，及时协调解决合同履行过程中出现的问题。各煤矿企业煤炭合同综合兑现率不得低于90%。
通知屡发，但效果鲜现。最近的一次是2011年5月，国家发改委要求煤炭企业提高电煤兑现率，确保电煤供应。尽管它使电煤兑现率有所提高，但兑现煤炭质量差、热值严重不足等细节问题仍然没有获得很好的解决。
在市场千变万化的环境中，政府有时无法面面俱到，保证每一家煤炭企业完成兑现率并保证电煤质量。在目前的情况下，更有效的解决之道仍是充分细化监管政策，严格监督煤炭企业按时、按期、按量地完成合同煤兑现，让两类企业在煤电交易中都能获得保护。
但就在这样一个能源主战区，正遭遇着铁路运输运力严重不足、公路拥堵日趋严重、电力外送通道容量有限的尴尬境地。
“电荒”的日子不好过，“窝电”的日子也同样难熬。就在东部地区闹“电荒”之时，作为我国重要能源基地的内蒙古自治区却遭遇了有史以来最为严重的“窝电”之困。“电荒”袭来，内蒙的“窝电”问题浮出水面。为何“窝电”?又如何化解窝电之困?
6月9日，本刊记者来到了内蒙古自治区进行实地采访，首先约访了内蒙古电力公司总经理张福生。
“未来全国能源发展的后发优势就在这里。国家经济发展跨区平衡离不开内蒙古，这里是全国重要的能源基地。特别是内蒙古电力外送通道需要全社会的关注和全方位的支持，而且应该见到越快越好、立竿见影的效果。” 张福生开门见山。
如他所说，内蒙古的后发优势不能小觑，内蒙古作为国家重点能源基地的优势和潜力远未发挥。在国家“十二五”能源规划中提出的五大综合能源基地山西、鄂尔多斯(600295,股吧)盆地、蒙东、西南、新疆，内蒙古就占了蒙东和鄂尔多斯两大基地，独占两元的综合优势使内蒙古成为支撑国家能源战略的主力区域。
但就是这样一个主战区，目前正遭遇铁路运输运力严重不足、公路拥堵日趋严重、电力外送通道容量有限的尴尬境地。
国务院发展研究中心的一份调查报告显示，2009年内蒙古自治区煤炭外输总量约3.3亿吨，2010年煤炭外输总量4亿多吨。内蒙古煤炭主要依靠铁路和公路外运，其中，铁路煤炭外运主要经大包、大准、包神、神朔等支线集运后，通过大秦线和朔黄线下海，但铁路运力严重不足，无法满足内蒙古煤炭的外运需求，导致煤炭运输大量流向公路(在等量运输情况下，铁路和公路的能耗比为1：5左右，公路运煤能耗高且耗费的是优质燃油)，造成公路运输压力不断增大，并直接造成了京藏高速等主要干线公路严重拥堵、事故频发、形成影响面巨大的运输瓶颈。
过去从呼和浩特到北京开车差不多4个小时，现在很有可能被堵上一、二天，而现在内蒙古这边的航班也变得很紧俏，也需要提前三天买票。以前从呼和浩特往返北京的机票随时都可以买到。本刊记者在6月15日当天查询机票信息的时候，发现去往北京的很多航班机票已经售罄，能买到的也只剩下需要转机或在夜里起飞的航班。内蒙古现在除了铁路、公路、电力通道输送能力严重不足之外，又新增加了航路运输能力不足，这些都成为大家议论的热点。
能源外送需要通道，这样的处境让内蒙古国家级能源基地却有劲使不出来。在当前煤炭运输能力严重不足且运输方式极不科学、极不经济的情况下，内蒙古能源外送更需要依靠电力外送。
据国务院研究室的调研报告显示，2003年到2004年，沿海和内地遭遇‘电荒’，大量高载能企业看好内蒙古能源基地的资源优势，纷纷进入内蒙古投资办厂，内蒙古为了满足迁入企业的电力供应，鼓励中央发电企业到内蒙古兴建电厂，推进了内蒙古电力的高速发展。2006年以来，国家陆续出台限制高耗能产业发展的政策，蒙西地区相当部分拟建和在建的高耗能项目停工，已建成的耗电项目大量停产，当地电网失去大量负荷，导致内蒙古电力装机相对富裕。
“科学发展的战略必须全力推进，但是我国这么大，所有的产业政策一定要区别对待，一定要分类指导，能用在北京、上海、东南沿海的产业政策拿到内蒙古就不一定也适用，有可能完全不是一回事。沿海地区缺资源，而内蒙古资源丰富;沿海地区环境容量有限，而内蒙古环境容量潜力较大;内地发达地区煤价、电价高，而内蒙古不但最低，而且大部分都是用煤矸石等工业固废发电;内蒙古靠近东北、华北、华中地区，有明显的区位优势;更重要的是内蒙古民族团结、边疆稳定、社会和谐。从这些综合因素考虑，内蒙古是我国建设能源基地最具有优势的地区。”张福生继续说道。
随后，他向本刊记者介绍了具有当地特色的煤—电—聚氯乙烯树脂(PVC)产业链。PVC产品属于大宗化工基础原料，其用途十分广泛，广泛用于建筑领域和日常生活中。PVC的生产主要有两种工艺，一是石灰石法，也有人称之为“电石法”，主要生产原料是石灰石、煤炭和电力;二是乙烯法，主要原料是石油。而国内众多采用石油法生产PVC的厂家因石油价格太高而转产。在内蒙地区生产PVC的企业从开始就采用石灰石法，又有完整的产业配套，这些企业还有自备电厂，其电力生产主要是依托在坑口煤矿建循环流化床机组，烧劣质煤及工业固废，发电和用电成本很低。
“PVC产业链是内蒙古一个非常有特色的循环经济综合利用产业，而且更可喜的是有广阔的市场，但只是因为在深加工环节中，生产电石耗电较多，通常被错误的列为高耗能行业。但事实证明，PVC产品市场需求是刚性的，要么仍然用石油法生产，我国是贫油国，需要国家用外汇去进口原油。要么用石灰石法生产PVC，内蒙、宁夏、陕西等边远地区都有石灰石法生产PVC的资源优势。”张福生说。
据《2011年内蒙古电网负荷调查报告》显示：从2010年9月起，鄂尔多斯电力冶金公司有30万千瓦负荷列为政府节能减排第一批关停名单，停产的项目有电石、硅锰、结晶硅生产线。在呼和浩特的鑫川园区，7家高耗能企业于2010年11月份全部停产。在包头的石拐园区，从2010年7月份开始，所有不符合国家产业政策的电石和铁合金全部停产。
为了全面了解蒙西电网“窝电”情况，6月10日，本刊记者来到内蒙古电力调度中心，调度员杨涛向记者介绍，就在当天的16时26分51秒时，蒙西电网各发电厂实际发电出力总和为2031万千瓦，其中包括风电出力99.8万千瓦;去除各发电厂的厂用负荷后，蒙西电网的供电负荷为1542.7万千瓦，这其中包含了蒙西电网向华北网送负荷348.8万千瓦，蒙西地区总负荷为1180.4万千瓦。
“今天刚好有一条送华北网的输电线路在检修，平时蒙西电网的2个网对网送华北的负荷在400万千瓦左右。现在并网的发电机组并不能满足满发满供，有很多火电机组冷备用已停机，运行的机组也只能带75%的负荷，因为在冬季的时候为了保证居民供热，所有供热机组已经多发了电。为了平衡各发电企业非供热机组的利益，现在要多给非供热机组一些计划发电量。”杨涛说。
据了解，目前蒙西电网总装机为4200万千瓦，其中风电730万千瓦。2008、2009年内蒙古全年的火电机组利用小时数还不到4000小时，2010年利用小时也仅为4100小时，预计今年有望在4500小时。今年的4月27日和5月5日蒙西电网风电上网电量占全网上网电量比例分别
