“电荒”之殇
最近，部分省市相继出现“电荒”。
继湖南、湖北、山西和江苏等省出现电力供应紧张后，浙江、广东、重庆等省市也在近期加入“电荒”大军。而高煤价之下，部分火电企业的停产，或将使得“电荒”面加大。
“硬缺电”还是“软缺电”?
有专家认为，与2004年和2005年因发电能力不足导致的“硬缺电”不同，此次缺电，更多是因需求短期内过快增长和火电厂发电不足而造成的“结构性缺电”(暂且称为软缺电)。“当前局部地区的缺电，主要是体制性缺电、结构性缺电，加快理顺煤电价格关系，加大电力跨区输送建设力度，是从根本上避免‘电荒’的必经之路。”国家电网能源研究院副院长胡兆光表示，由于越发电越亏损，高煤价使电厂没有扩产的积极性。
而中国电力企业联合会的看法截然不同。中电联在《2011年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中指出，2011年全年，我国用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，而全国电力装机容量将达到10.4亿千瓦，相比用电量，尚有3000万千瓦的缺口，相当于安徽或福建一省的电力装机容量。
中国电力企业联合会秘书长王志轩表示，电力供应紧张在“十二五”中期将更加突出，解决起来也比2004年困难得多，当前须尽快核准上马一批火电项目。中国电监会办公厅副主任俞燕山则表示，目前发电的装机充足，发电利用小时仍然处于历史低位。
事实上，一方面电力装机容量存在缺口，另一方面设备利用率又很低。从利用小时数上看，火电机组每年利用小时数达6000以上才算合理，但目前我国火电机组发满3000~4000小时的“就算不错了”。
火电困境加剧
据中国电力企业联合会统计，2010年，国内火电企业亏损面达43.2%，同比上升7.7%。2011年以来，随着占成本70%的煤价的上涨，全国火电企业的亏损问题更加严重，企业经营状况越发艰难。
中电投集团一位高管透露，去年，该公司火电业务有几十亿元的亏损，主要原因是煤价上涨。该公司年耗煤量达1.3亿吨。
湖南大唐公司一负责人亦向记者证实，受煤价大幅上涨的影响，2011年一季度，湖南10家统调火电企业全线亏损，同比增亏5.38亿元。截至3月1日，该公司发电量为46.9亿千瓦时，亏损2.54亿元，同比增亏2.87亿元。
在火电厂普遍亏损的背后，“市场煤、计划电”的体制矛盾日益突出。在煤炭价格日趋上涨之时，始于2004年底的“煤电价格联动”政策，迄今仅执行4次。此间，秦皇岛5500大卡煤炭累计涨幅超过150%，但销售电价仅累计上涨32%。
一火电厂高管对记者非常无奈的表示，他们现在是背着亏损也要发电，“一是出于社会责任；二是所有经营费用要支出，如果不发电，亏损更大”。
除了煤价高企之外，买不到煤也成了火电企业的“令人头疼”的事。由于煤炭采购困难，更加剧了电力企业的经营困难，还进一步滋生煤炭流通领域的腐败问题。火电企业储煤量日渐单薄，甚至出现“断顿”。据中电联报告显示，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。而4月份也是传统的电煤需求淡季。
针对各省市相继出现电力紧张的情况，国家发改委已于4月中旬上调全国16个省(区、市)上网电价，其中山西涨幅最高，为2.6分/千瓦时，山东等五省上调2分/千瓦时，河南等两省上调1.5分/千瓦时，另三省上调1分/千瓦时，一个省上调0.9分/千瓦时，还有四省上调0.4~0.5分/千瓦时。总体来看，16个省平均上调上网电价约1.2分/千瓦时。同时，国家发改委还约谈了几大重点煤炭企业，要求这些煤炭企业除了要按合同供应重点电煤，保障兑现率之外，还要维护市场煤价的稳定。
面对火电业务的持续亏损，火力发电占公司经营比重较大的公司，在发电积极性下降的同时，寻找其他经营项目成为了多数企业的选择。
5月5日，胡兆光证实，受制于煤价的高成本，一季度已有部分小火电厂选择停产。而据记者了解，※ST祥龙集团等企业已经放弃自己发电转为向供电网上取电。
伴随着煤炭涨价一浪高过一浪， 电力企业已不堪重负。※ST祥龙一位高管告诉记者，※ST祥龙面对煤炭价格上涨，供不应求的现状，选择了弃电，重心放在了化工产品上，“发电所占公司经营比重本身不大，自己发电不合算还赔钱，现在基本不生产了，公司用电也是从供电网上取电。”
据了解，长源电力公司的重点已经逐步放在清洁能源的开发上。赣能股份与江西赣粤高速公路有限公司合作建设赣粤高速，发展高速公路经营项目。“目前盈利状况良好，可以缓解一下主营业务火电亏损的现状。”公司董秘李声意透露。据公开资料显示，赣能股份主营业务范围为火力、水力发电。同时，公司积极加快进军路桥等基础行业和高科技领域，实现投资领域的适度多元化。
“江西属于贫煤省，煤炭主要是从外省运入。现在发电90%的成本都是来自于煤炭购买。”李声意感慨，公司已经把人员成本、折旧费等其他费用压到了最低。管理层严格控制其他成本，但亏损的状态还是很难改变。
高能耗行业作祟
高能耗行业：既是受害者，又是肇事者。
国家能源局公布的最新统计数据显示，今年一季度，全国用电量达到1.09万亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，2月份用电量创下历年春节所在月份的最高值，而3月份的用电量已接近去年7月和8月用电高峰时的水平。国家能源局认为，这次缺电之所以发生在用电“淡季”，是因为各地去年为完成节能减排指标而拉闸限电的诸如钢铁、水泥等高耗能产业纷纷复工，形成了用电高峰。
国家统计局的数据也显示，今年1~3月，火电、粗钢、焦炭、水泥、精炼铜以及原铝产量分别同比增长12.7%、9%、13.3%、29.8%、23.7%和7.4%。据中电联发布的数据，一季度，全国规模以上电厂发电量10651亿千瓦时，同比增长13.4%，增速比2010年四季度提高7.6个百分点。不难看出，高耗能产业产量增速大多超过电力增速。
由于电力供应量不足，目前浙江已采取“开三停一”的限电措施。“机器需要24小时开机运转，不能停，自己用油发电利润都没了，甚至是亏本的。”浙江中威控股集团总经理陈政对此颇为无奈。
“佛山已经启动错峰用电，陶瓷、铝型材等耗电大户都受到影响。”兴发铝业一位高管称，目前该公司已开始使用天然气，“争取达到50%以上，减少对电的依赖”。
记者注意到，目前各地均对建材、钢铁、水泥等高耗能行业实施了限电政策，甚至对宾馆霓虹灯、景观路灯等照明设施实行限电，同时对低能耗的企业实施鼓励政策，以缓解用电紧张局面。
记者记得，自去年以来，各地方政府在制定今年经济发展计划及“十二五”规划时，提出要对要素投入结构进行重大调整，并表示了要加快改产业结构调整升级的决心。但是，从现在的情况看，实际行动中，各地高投入、高能耗的路径依然如故。
有专家指出，提高电价、理顺煤电价格，仅仅是缓解“电荒”的短效药方，而从根本上扭转经济过度依赖高投入、高能耗的增长模式，方是长久之计。
“电荒”将可能进一步扩大，引起政府的重视。5月12日，工信部发文限制高电耗产业。工信部称，要坚决抑制高电耗产业过快增长，限制产能过剩行业的用电需求，把当前电力资源硬约束变为结构调整的动力。工信部认为，高能耗行业的大幅反弹，是造成“电荒”的一个关键原因。
火电扩容还是节能?
“十二五”期间，电力供需矛盾或将更加突出。
据中国电力企业联合会统计，目前我国电力的总装机容量为9.6亿千瓦，电力需求约为4.2万亿千瓦时，预计到2015年装机容量将达到14.4亿千瓦，电力需求将达6.1万亿千瓦时，到2020年总装机容量将达到17.6亿千瓦，电力需求将达到7.8万亿千瓦时。
王志轩认为，目前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，不能满足电力需求的增长，预计在“十二五”期间，特别是“十二五”中期，电力供需矛盾将更加突出。
如果“电荒”继续蔓延，可能会将电力结构调整推向两难境地。满足电力需求，需要快速地上马更多高效的火电机组，而淘汰和关停小火电的步伐也可能因此而放缓，这显然与我国电源结构向新能源、清洁能源倾斜的发展趋势相左。如何平衡增加电力供给和节能减排之间的矛盾?
上海外高桥第三发电厂总经理冯伟忠对记者说：“电力的缺口，部分可以通过节能改造来解决。”
上海外高桥第三发电厂两台100万千瓦的超超临界发电机组供应着中国最大的工业化城市上海10%左右的电力，是2010年全球火力发电最低能耗的标杆企业。
外高桥第三发电厂实现的能耗279.39克/千瓦时，是2010年全球火力发电企业的最低能耗标杆，也是世界火电企业第一次叩开280克/千瓦时大关。冯伟忠被德国人称为全球火力发电的“舒马赫”。
据了解，外高桥第三发电厂正在研发一种“新型汽轮发电机组”技术，在没有增加任何能耗的情况下，可使火电机组的效率平均提升10%左右，如果此项技术在全国推广，“相当于新增7000万千瓦装机容量”。
于2008年初投入运行的外高桥第三发电厂，始终保持着世界火电企业能耗的最低水平。2008年287.44克/千瓦时与2009年282.16克/千瓦时均打破了当年的世界纪录。而中国火电机组的发电煤耗总体偏高，2010年供电耗煤为335克/千瓦时。相比而言，日本为299克，韩国为300克，意大利为303克。中国与先进国家相比有着将近10%的巨大差距。
作为领跑者，冯伟忠直言现在还不是谈极限的时候，“我认为未来还有好几克的下降空间。”
据冯伟忠介绍，外高桥第三发电厂每年都会进行各种大大小小的技术创新与改造。在刚刚过去的2010年，外高桥第三发电厂的技术改造直接投入达6000万~7000万元，“我们煤耗每千瓦时电节省3克，就能省下3000万元左右，此外每年每节省一吨煤，政府还会奖励300～500元，所以说，我们应该是一种良性的循环。”
冯伟忠还有一个更加大胆的计划。在“十二五”期间，冯伟忠想一改100多年来火力发电厂的基本系统设计，新建一台其独创的“新型汽轮发电机组”，运用现有的材料和装备技术，通过改变系统设计和集成创新，在单位造价相当的情况下，使机组效率再相对提高5%。
目前该技术已经获得国家专利授权。据冯伟忠介绍，如果该技术能够得到运用，结合外高桥第三发电厂目前已成功应用的节能创新技术，采用目前成熟的超超临界蒸汽参数，其机组净效率就可达48.5%以上，远超目前国际上正在研发的下一代高效燃煤火电技术。该技术不但能应用于新建机组，还可为现有中、低效率机组的就地改造提供新的出路。
中国电价改革步履艰难
针对多省份出现“电荒”的现象，中国电力监管委员会分析认为，最主要的原因不是电力装机不足，而是电力价格机制长期未理顺。据统计3年来全国火电累计亏损600多亿元。
“如果水电站来水情况不好、火电企业持续亏损的情况得不到改变，夏季高峰大面积出现拉闸限电的情况极有可能发生。”俞燕山表示。
为此电监会建议：下决心尽快理顺电力价格机制。短期内应疏导价格矛盾，扭转亏损局面，长期应建立电力市场；控制不合理的电力需求；加大跨省、跨区电力交换力度，更大范围内平衡电力。
回顾近些年，中国的电价改革真可谓步履艰难，不尽如人意。
2003年7月，国务院出台了《电价改革方案》，确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。
2004年3月， 出台标杆上网电价政策，统一制定并颁布各省新投产机组上网电价。
2004年12月，国家发改委出台煤电价格联动机制措施。
2005年5月，第一次煤电联动，电价上调2.52分钱/千瓦时。
2006年6月，第二次煤电联动，火电电价调整，各区域上调幅度不同，在1.5%～5%之间。
2008年7月和8月，电价两次上调，上网电价平均涨4.14分钱/千瓦时，销售电价平均涨2.61分钱/千瓦时，缓解了煤价大幅上涨导致的电企亏损。
2009年3月，国务院总理温家宝在《政府工作报告》中指出，要继续深化电价改革。
据记者了解，目前电价政策执行存在六大问题。
一是部分电力企业依然存在违反国家电价政策的行为。如个别供电企业存在提高或变相提高销售电价的行为；对小水电企业增值税优惠政策在个别地方仍未得到执行；个别电网企业存在自立收费项目、自定收费标准行为；部分电厂机组脱硫投运率不高，但却享受了脱硫电价等。二是电煤价格矛盾突出，发电企业亏损严重。 三是脱硫电价执行时间滞后问题未得到根本性解决。个别地方脱硫加价执行仍然不到位。 四是可再生能源电价补贴结算周期较长。影响发电企业资金周转。 五是电网企业经营困难加大。六是一些地方违规出台优惠电价措施。影响电价政策执行，导致电力企业经营收益减少。
中国电价改革的一再停滞，不断招来业界专家学者的抨击。
中国企业投资协会金融委员会副秘书长韩晓平在本刊发表的《中国电力不改革，能有出路吗?》一文中指出：国务院2003年批准的《电价改革方案》，基本思路是首先对电网企业实行单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价形成市场价格。也就是说，让发电企业和电力用户以及能够代理用户利益的地方供电企业进行有效、充分、多元化的交易，让市场配置资源，让供需双方在交易中确定价格、发供电的结构、供电可靠性比例，不要形成电网公司这样的强势越俎代庖。
针对去年国家发改委提出的“阶梯电价”改革，韩晓平评论道：这一次推动“阶梯电价”改革，就弄巧成拙，教训深刻。本来“阶梯电价”机制是一种可以有效实现资源、环境公平的好办法，可以在国民中很好地树立节约意识和环境资源意识，但未曾想，改革征求意见方案一出台就被全国老百姓骂翻了天。人民网的“人民调查”中的投票结果显示，86.8%的投票者对此表示担忧，认为可能增加百姓负担；只有10%的人认为实施阶梯电价很好，可以让大家有节约意识。在“人民论坛”中，批评者的指责一浪高过一浪，好事办成这个样子真是让人哭笑不得。接下来，各地还要根据《价格法》开听证会，如此的群众基础和舆论支持率如何能使改革顺利过关?
“阶梯电价”全名为“阶梯式累进电价”，是指把户均用电量设置为若干个阶梯，第一阶梯为基数电量，此阶梯内电量较少，每千瓦时电价也较低；第二阶梯电量较多，电价也较高一些；第三阶梯电量更多，电价也更高。因这种电价照顾到低收入人群维持最低生活水平的用电要求，又被俗称为“穷人电价”。
上网电价上调幅度过大，被认为会加重电网端向用户所收销售电价的调价压力。为避免电网企业经营受损，就只有通过上调销售电价来弥补，而调整销售电价则会加重目前已经日益严峻的国内经济通胀形势。
对此，国务院政策研究室综合司副司长范必指出，上网电价的上涨并不必然带来销售电价的上涨压力。他指出，目前电网企业主要收入来源是上网电价与销售电价之间的价差，而目前的情况是电网所收取的电力购销差价过大。国内大部分地区企业上网电价是0.3～0.4元/千瓦时，而东部工业实际用电成本是上网电价的2～3倍，商业用电普遍在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，很多来自于说不清的交叉补贴和销售环节各种形式的收费加价，这些都具有相当大的压缩空间。
他进一步指出，这种“统购统销”的电力交易模式，让电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。因此，他建议，同其他普通商品交易一样，电力也应该实行发电方与使用方直接交易。“这样可以使具有较强市场竞争能力的高效节能机组多发电，也可最大程度地满足用户的用电需求。特别需要指出的是，由于减少了交易环节，直接交易将使工商企业的用电成本大幅度降低。”他说，从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电消费成本下降了30%。
记者了解到，目前国内已开始在一些地区实行电力直接交易试点，其中，内蒙古通过建立电力多边交易机制，通过电企和用户直购电方式获得的电价优惠幅度在0.03～0.06元/千瓦时，第一批参与的45家企业仅电力成本每年就节省2250万～4500万元。
电价改革呼声再起
每年的全国两会是商讨国计民生的最高场合。所以，每年的全国两会，与火电“生死攸关”的电价改革都是电力行业代表委员热议争论的重点话题。
今年3月16日，在两会上通过的《“十二五”规划纲要》颁布，其中规定要“积极推进电价改革，推行大用户电力直接交易和竞价上网试点，完善输配电价形成机制，改革销售电价分类结构” 。
这对于一直迫切需要电价改革来扭转亏损局面的火电企业来说，似乎又看到了一线光明。但是，处于长期亏损、举步维艰的火电企业，煤电联动似乎是更为实际的“救命稻草”。
“几年来，电煤价格持续大幅上涨，而煤电价格联动政策不及时、不到位，这是导致全国火电企业严重亏损最直接、最主要的原因。由于火电企业的燃料成本占全部发电成本的70%，所以电煤价格的变动是火电企业经营中最敏感的因素。”原大唐集团总经理翟若愚这样分析火电亏损的原因。
根据中电联的统计，2003年至今，秦皇岛5500大卡动力煤价格累计上涨超过150%，仅2010年10~12月的短短两月间，五大发电集团的到厂标准煤单价上涨都超过了100元/吨，使五大发电集团煤电业务亏损面加大。更为严重的是，在电煤价格持续上涨的同时，重点电煤合同的履约率在不断下降，电煤供应得不到有效保证。国家发改委对2010年30万吨以上重点电煤合同进行了检查，发现合同兑现率不到50%。
“由于煤电价格联动机制执行不到位，发电企业整体赢利能力持续下滑，2008年发电行业首次出现全行业大面积亏损。”全国人大代表、中国华能集团公司总经理曹培玺表示，“2004年，国家发展改革委建立了煤电价格联动机制。该机制建立以来，国家虽然先后4次实施煤电联动，但与煤价的上涨幅度相比，电价调整远未到位，发电企业因煤价上涨增加的燃料成本同样未能按照联动机制得到有效弥补。以华能集团为例，2010年公司标煤单价较2003年上涨了392.5元/吨，涨幅达到132%。按照煤电价格联动政策，在企业自身消化30%的基础上，上网电价应上调0.107元/千瓦时，扣除已调整的0.067元/千瓦时，尚有缺口0.04元/千瓦时，共计影响公司利润377.77亿元。”
面对这种严峻局面，电力行业一再要求启动“煤电联动”也就顺理成章。今年两会期间，包括五大电力集团在内的电力企业再次“上书”国家相关部门要求调整电价，而中电联也发表报告，要求尽快调整上网电价，来缓解火电行业的亏损局面。
中电联在其报告中明确提出，希望“增强煤电联动的时效性，缩短电价联动滞后期限，取消发电企业自行消化30%煤价上涨成本的限定。同时，同步上调上网电价与销售电价3分钱/千瓦时，弥补煤电联动滞后的价差缺口，缓解煤电企业生产经营的燃眉之急。”
“实施和完善煤电价格联动机制，不仅可以有效缓解当前燃煤发电企业的经营困难，提高企业的赢利能力和可持续发展能力，还对保障电力安全稳定供应、促进全社会加快转变发展方式和经济持续健康发展具有重要意义。” 曹培玺表示。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，要解决五大电企亏损，首先是煤电联动，即上网电价按规定联动，政府通过补贴电网来把握可接受的终端电价调整限度。
但是，关于电力行业的亏损，煤炭企业却有不同的看法。
全国政协委员、前中煤集团总经理经天亮在两会期间表示，电力行业的亏损原因在于几大电力集团装机容量的快速增加。正是由于电力企业的快速扩张，导致了其负债的大幅增加，形成了一定时间段内的亏损。
而且经天亮认为，即使电价和煤价实现联动，也不能解决电力集团的亏损局面。
鉴于当前的经济形势，提高电价势必带动物价上扬，所以，对于如何扭转火电行业亏损各界的看法不尽相同。一位业内资深专家告诉记者，化解煤电矛盾，进行电价改革，一向有煤电价格联动和竞价上网两种主要方式，现在看来，政府层面倾向于实行竞价上网，这种方式目前看来虽然对于电企盈利影响不明确，但是肯定是很大的进步。
煤矿整合使煤炭产量减少
火电行业将由于亏损造成发电不足的症结归罪于煤价的提高和供应量的不足，而煤炭行业也有他们的苦衷。
煤价无疑和煤炭的产能息息相关。据统计，2010年全国原煤产量186904万吨，其中国有重点煤矿99089万吨，地方煤矿87815万吨。
国家安监局局长赵铁锤称，我国全部矿井的平均单井规模仅为12.4万吨，目前在建和改扩建矿井中，30万吨以下的小煤矿占82.9%，其中3万吨及以下的有562处。
中国煤炭工业协会会长王显政也曾指出，2010年我国大中小煤矿产量比重为56:17:27。现在全国有2万多个小煤矿。可以看出，目前小煤矿在全国煤炭产量中仍占据着举足轻重的地位，而近年来的煤矿企业兼并重组整合，不可能不对短期煤炭产量产生影响。
有如此的推断是缘于2009年山西大刀阔斧的煤炭整合工作。据了解，目前山西煤炭行业办矿主体已由2200多家减少到130家，矿井数量由2600座减少到1053座，年产30万吨以下煤矿已全部淘汰，平均单井规模提升至年产100万吨以上。山西省省长王君在2010年《山西省人民政府工作报告》中表示，煤矿整合重组协议签订率已达到98.5%，兼并重组主体到位率达到96%，采矿许可证换证率达到90%。
“被整合的小煤矿多数是不走正轨销售途径的，产量通常不会纳入官方煤炭数据统计。整合后起码大半年的时间在技改阶段，不会生产。”一位煤炭行业研究人员接受记者采访时指出，也就是说，整合后煤炭产量与整合前相比短期内是下降的。势必造成火电原料不足。
据悉，国家能源局要求各地抓紧制定“加快推进煤矿企业兼并重组”的规划和编制工作方案，截至4月底必须上报，最迟不能超过今年上半年。继山西、河南之外，全国性的煤炭整合工作已经拉开帷幕。
大同证券研究所于洪认为，整合工作短期内会给下游火电行业带来更大的原料紧张压力，若大矿再发生几次矿难，电煤供应会更加紧张。而矿难的发生会直接导致事故矿停产整顿，尤其对于大矿，整顿时间越长越影响产量，电煤的供应就会受到影响。
于洪回忆，截至目前，被整合的近3000多座矿井平均有一年时间是没有投入生产的。“当时包括山西在内都出现了电煤供应紧张，电厂四处找煤。”直到现在也有很多被整合矿仍处于停产阶段。
节能减排充满变数
提前到来的电荒，使转方式调结构以及节能减排的形势充满了变数。
用电量是经济运行情况的晴雨表，也反映了当前各地高耗能产业的涨落轨迹。去年全社会用电量一季度高速增长，4~8月回稳，9月份以后回落，其原因是各地为了完成“十一五”节能减排任务，加速淘汰、关停了一批高耗能高污染企业，一些地方采取了拉闸限电措施。
进入新的一年，去年四季度被行政措施强令抑制的高耗能行业的产能加速释放了。反映了各地拉动经济增长依然依赖“两高”产业的现实。
目前，这个趋势似乎还没有扭转的迹象。例如，尽管电解铝存在着产能过剩问题，但是一些地方仍在纷纷上项目，以至于国家发改委不得不叫停投资高达770多亿元的电解铝项目建设。最近几年一直受到调控的钢铁行业也在反弹，中钢协提供的数据显示，一季度粗钢产量大幅增长并创历史新高，生产总量明显偏高。调控——反弹、再调控——再反弹，一方面反映了在市场经济条件下行政手段的强制作用是有限的；另一方面，也折射出各利益主体之间博弈的激烈程度。
用电量增长与高耗能行业发展的正相关关系，显示了我国遏制“两高”产业推动发展方式转变任重道远。一些地方借“十二五”开局之年的发展冲劲，开始对“两高”企业网开一面。
记者在河北武安调查发现，多家钢铁企业自建高炉，钢铁产能已经成为当地政府官员不能说的“秘密”。辽宁省岫岩把一家违法建设的年产10万吨镍铁合金的冶炼厂，作为政府扶持项目，反映了地方政府发展经济的急切心态。
在当下，一些地方找不到新的经济增长点，发展新兴产业又没有区位、科技、人才等优势，要想快速拉动经济增长，只能沿用过去的粗放型发展路子，使一些不符合国家政策的高耗能高污染项目合法化。另外，由于国家加大了对房地产业的调控力度，地方的“卖地财政”受到了制约，也驱使一些地方不分良莠地招商引资。一些专家已对能否完成淘汰落后产能任务表示忧虑。
电荒的发生，给节能减排带来了严峻的挑战，完成减排任务的形势不容乐观。“十二五”期间，我国二氧化硫排放总量要削减8%，氮氧化物排放总量要减少10%，火电厂是减排主体单位。
据了解，环境保护部将于近期颁布实施修订后的《火电厂大气污染排放标准》。按照新标准，若对新建和2004~2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元。如果电厂一直亏损，脱硫脱硝电价补贴政策不能及时出台，必然影响脱硫脱硝设施的建设与运行。
高耗能产业的反弹不但加大了经济运行风险，而且对节能减排发出了预警。4月28日，国家发改委公布了《有序用电管理办法》，规定地方编制有序用电方案应贯彻国家产业政策和节能环保政策，其中重点限制的用电领域，包括国家产业结构调整目录中淘汰类和限制类企业。其中包括高耗能、高排放企业，单位产品能耗高于国家或地方强制性能耗限额标准的企业。
对高耗能产业的限电，客观上可以减少这些行业的污染排放量。但是，由于粗放型的增长方式没有改变，高耗能、高污染的产业结构没有改变，污染随时都有可能反弹。这就提醒各地，要使“十二五”节能减排工作不像“十一五”那样前松后紧，临时搞突击，严控“两高”产业发展的力度不能小，淘汰落后产能的速度不能缓。
