下篇：电力市场的现状、问题和建议
一、电力紧缺影响
１．经济持续快速增长，用电需求大幅增加工业用电增加更为迅猛。
近两年来，安徽经济的增长速度较快，电力需求非常强劲。２００３年全社会用电量达到４４５．４２亿千瓦时，同比增长１４．２３％，全年电力统调口径累计用电４１２．６５亿千瓦时，同比增长１３．３４％。
今年一季度，用电量继续加速增长。安徽社会用电１１７．９亿千瓦时，同比增长１６．５５％。统调用电１０８．９亿千瓦时，同比增长１６．５６％。
专家推测全省今年用电仍将保持较快的增长势头。预计全年全社会用电５０５亿千瓦时，增长１３．５％，统调用电量４６７亿千瓦时，增长约１３．５％，统调最大用电负荷９３０万千瓦，增长约１８．５％。
２．装机增长缓慢，电力生产频频停机，供需矛盾日益突出，用电安全面临新的考验，计划供电再度浮出水面。
在需求高速增长的同时，安徽电力生产能力的增加却缓慢。去年安徽统调装机容量（占全社会装机９４％）比上年增加１．３％。今年全省新增装机１０万千瓦，增幅仅为１％。
尽管装机增长不大，但安徽电力的产出总体上能满足省内需求，并未进入硬缺电时期。据调查，全省统调装机容量中，最大发电可调出力为８７０万千瓦。除夏季用电高峰时电力亏缺约６０万千瓦外，其他月份应有１００万－２００万千瓦电力盈余，仍属电力输出省份。
但目前的现实是，面对电力需求的增加电力生产反而是频频停机，使全省电荒加剧。
逆市场而动的电力停机加剧全省电荒电厂停机形成一种倒逼机制，迫使供电公司为确保用电安全和电力调度，再度启用多年未用的《限电序位表》恢复原已废弃的计划用电措施重新分配并严格限定各地的用电计划量，采取拉闸限电措施。
３．拉闸限电日益频繁
今年１－４月份，缺煤、停机、拉闸限电成了安徽供电难以摆脱的恶性循环
全省拉闸限电现象再次重演。其中４月中旬拉闸限电负荷达７５万千瓦，加之错峰降负荷，电力供需总缺口达１００万千瓦。省电力公司曾紧急向福建等省高价购买了３０万千瓦负荷电量，以解燃眉之急。一项对一季度规模以下工业抽样调查及调研资料显示，“拉闸限电”已影响到安徽规模以下工业企业的正常生产活动。
拉闸限电的范围涉及安徽多数城市。不但在电力输入的皖南地区，就连安徽北方能源产地也受此影响。在合肥市，一季度电力供应原计划要增长１０．３％，实际只完成５．１％的增幅。在芜湖市，今年最高用电负荷预计会达到７０万千瓦时，但省公司只能给５８万千瓦时的计划用电量。在铜陵市，自４月中旬以来，全市大中型企业不同程度被拉闸限电。尤其是４月１２日以后，用电缺口约为１０多万千瓦。在能源产地淮南，一季度全市每天实际用电负荷４２万—４３万千瓦，而省电力公司分配的计划用量仅为３２万—３３万千瓦的电量。
从全省的经济结构看，目前安徽冶金建材等几大高电耗行业占安徽工业经济比重的１／３强。这些行业的限产、停产，对全省工业经济的影响不可低估。
二、电力生产的隐患
有人曾将无煤停机戏称为电力企业在上演“逼宫”之剧。不可否认，在电力需求高速增长的背景下，电力生产企业对电煤价格及电力定价多有怨言，生产积极性不高。电力生产的停机、降负荷生产也是加剧安徽电力紧缺的直接原因。
当前电力生产面对的主要问题包括以下几方面：电煤库存普遍低于安全线，电力生产安全在危险的边缘。电煤的价格上涨幅度大供应缺口大。电力定价刚性，堵塞了成本上涨的传导通路，电企的盈利空间被极力压缩，滑向亏损边缘。电煤的供应稳定性差、运力紧张及煤质下降等都不同程度地存在，加剧了电煤紧张，给电力生产和设备安全带来了较大的隐患。
三、改善电力产供现状的几点建议
１．形成电煤联动，发挥价格杠杆在市场配置中的基础性作用，加快建立科学的电价形成机制。
２．加强电力消费的市场化引导，推行峰谷分时电价，加大削峰、调峰力度，均衡用电需求，保证生产稳定。
３．加大电力建设的投入，加快实施“皖电东送”工程，推进煤电一体化建设。
针对国内能源需求现状，安徽明确了“建立能源产业基地、实施皖电东送”的战略构想，提出了以“两淮煤炭基地为主，港口、路口电厂为辅”的布局原则。极具现实意义和前瞻性，要大力推进，尽快实施。
皖电东送工程作为国家促进地区协调发展、支持中部地区崛起的一项重大战略性工程，要争取尽快列入国家电力工业“十一五”规划和２０２０年远景目标，并将“皖电东送”、“十一五”及２０２０年送电规模纳入华东电网总体平衡，明确具体受进省份和年度受进规模。
４．加大电网改造投入，加强管理，提高电力服务水平。
５．深化电力行业投资管理体制改革，加快审批改革和降低资本进入的门槛。
６．广泛开展节电降耗活动，建设资源节约型社会。(安徽省城市社会经济调查队 周德同)
