与此同时,与用电需求快速增长相反,安徽今夏电源建设趋缓、新机投产较少,全年计划仅有1台100万千瓦燃煤机组投产,全网新增发电装机容量明显不足。

　　“电煤是大问题,就是拼命地发,按照现在用电增速,还是不够用。”池州九华电厂一位不愿具名的管理人员对记者说。“火电是准核准项目,不是想上就能上的;另一方面,目前发电亏损,哪家还有精力新建电厂?”

　　火电企业缺乏热情,发展风电、水电、太阳能等其他能源,安徽自身条件又不具备,唯一寄予厚望的只有核电。

　　“日本福岛核电站核泄漏事故发生后,目前我省芜湖、巢湖、宣城、池州、安庆等5个核电新建项目国家已经暂停审批。”安徽省国资委副主任朱少春说。

　　正因如此,即使拥有足够的煤,已建机组发电量也同比增长,但发电最终也跟不上用电的步伐,由此形成的硬缺电将可能贯穿安徽整个“十二五”。

　　软缺煤

　　“从前三个月电力运行情况来看,煤电运保障工作仍是今年电力迎峰度夏的关键。”夏鸣说。

　　安徽省经信委提供的数据显示,在省内电煤合同兑现率总体不高的情况下,合同兑现不均衡现象突出,供沿江部分电厂的合同兑现率明显过低,其中,皖能铜陵、华电六安、池州九华、国电铜陵、国投宣城等5家电厂合同兑现率不到60%。

　　但合同兑现低并非供给出了问题。在总量方面,2010年安徽原煤产量1.31亿吨,可供电力煤约在9000万吨左右,本省电煤需求约在6000万吨,扣除国家分配的电煤指标因素,皖煤保皖电,供应安徽电厂绰绰有余,表明安徽煤荒只是“虚荒”。

　　“省内电厂,特别是沿江电厂,在煤不紧张的时候,他们从四川等地买煤,走长江水运,因为那边的煤质差,价格低,但不影响发电。而省内两淮的煤,储量深、煤质好,但开采成本高,所以价格高。在紧张的时候,外省煤买不到,这些电厂只能转向省内,并且还想用同样的价格从省内买,当然买不到。而江浙一带电厂,一般是拿着现钱跟你要煤,跟本不问价格。” 淮北市长期从事地煤销售的陆尧向记者道出了皖江电厂电煤合同兑现率低的原因。

    陆尧同时告诉记者,除了价格,运力也是因素之一。虽然同在省内,但由于未建立长期运输通道,紧张时期,即使两淮煤炭供应充足,但运输跟不上,江南电厂也只能望着江北煤炭叹息。

　　对此种说法,上述九华电厂负责人没有反对。“合同兑现率低因素众多,都是老问题了,我们为什么不愿买本省的煤,煤的价格高,电的价格低,亏得更多。”

　　他进一步向记者解释说,安徽是华东能源大省,电煤储量大,坑口电厂运费可以省很多,电价是按此核算的,因此安徽上网电价在华东地区被核算得最低。但安徽沿江电厂运输通道不顺,煤炭到厂价加上运费并不比到江浙低多少,而我们的上网电价比他们低,因此电厂的价格承受能力也低。“皖江电厂选择外省价廉、质差、低价煤是情非得已,长期下来,本地煤企也就不愿卖煤给本地电厂了。”

　　“迎峰度夏紧张时期,兑现合同不再是主要任务,国家临时从安徽调煤供应河南等省也是常有的事,煤矿产能固定,皖电东送机组对应的坑口煤矿要供本地电厂,为了保全国,省政府甚至每个矿都派了专门人员盯着从井下挖出的每一块煤,地方想截留一斤煤都很困难,紧张时期,安徽的煤就是全国的事,只能牺牲局部保全局,煤与电之间所有恩怨与纠结,说到底还是体制问题。”陆尧说。