今年3月以來，我國多地遭遇淡季缺電危機。而一些地區(qū)的電荒甚至一直延續(xù)，出現(xiàn)了前所未有的緊繃狀態(tài)。但與過去因投資不足、缺少裝機導致的“硬缺電”不同，近年來我國發(fā)電設備利用小時數(shù)持續(xù)偏低，顯示出全國發(fā)電裝機依然充足甚至過剩。業(yè)內有關專家分析指出，新一輪“電荒”進一步凸顯電力價格管制策略逐步減效，它在很大程度上源于無法完成煤電交易、產(chǎn)銷流程與資金鏈條出現(xiàn)斷裂而引起的人為因素停機。

　　新一輪“電荒”很大程度歸于人為因素

　　發(fā)電設備利用小時數(shù)是發(fā)電裝機供應能力的主要指標，發(fā)電設備利用小時超過5000小時往往伴隨“電荒”出現(xiàn)。自2008年至今，我國發(fā)電設備利用小時數(shù)始終在4500—4700之間徘徊，說明發(fā)電裝機比較充裕，本輪“電荒”不是供應能力而是供應機制的問題。

　　據(jù)專家分析，即便是缺電形勢嚴峻的湖南，也存在火電產(chǎn)能閑置狀況，而云南省局部地區(qū)在汛期還有窩電現(xiàn)象。中電聯(lián)預計今夏電力缺口可能在3000萬千瓦，僅占全國裝機9.7億千瓦的3%。由此判斷，當前電力行業(yè)現(xiàn)狀不具備演變?yōu)槿珖浴坝踩彪姟钡幕A。

　　一些區(qū)域電網(wǎng)的電力供需正由季節(jié)性、局部性電力短缺轉變?yōu)槿辍⑷珔^(qū)域性電力短缺。自去年下半年至今，華中電網(wǎng)所轄的湖北、湖南、重慶、河南、四川和江西六省市的電力供需一直處于緊張態(tài)勢。入夏以來，華中電網(wǎng)用電負荷增長迅猛。從6月至今，已有18天用電負荷過億。7月5日，全網(wǎng)首輪用電高峰的用電負荷達到了11181.4萬千瓦，創(chuàng)歷史新高。此后，7月20日、21日、22日，華中電網(wǎng)用電負荷更是罕見地連續(xù)3天突破歷史新高，最終刷新紀錄達1.156億千瓦。

　　根據(jù)電力電量平衡分析預測，迎峰度夏期間華中區(qū)域電力供需整體形勢緊張，最大電力缺口822萬千瓦，6至9月的電量缺口總共將達到47.5億千瓦時。華中電網(wǎng)公司透露，本輪“電荒”很大程度歸于人為因素，這主要是由于無法完成煤電交易、產(chǎn)銷流程與資金鏈條出現(xiàn)斷裂而引起的。比如，今年年初，華中電力區(qū)域交易平臺組織區(qū)域內省市煤電企業(yè)進行談判，當時湖北省的火電企業(yè)需求560萬噸煤，河南省的煤炭企業(yè)愿意供給706萬噸，其中156萬噸是按照河南標桿電價出的錢，剩下的略高于標桿電價1至2分錢。但最后由于政府干預，河南方面只輸送了50萬噸。

　　湖北能源(000883,股吧)集團長期“跑煤”的負責人賈曙光說，在電力平衡富余時期，各省希望盡量減少外購電，讓本省的機組盡可能多發(fā)電，而在電力供應緊張時期，在自身電力供應尚難保證的情況下，地方政府部門人為設置省間壁壘，阻撓交易自由開展。據(jù)了解，2010年，因本身電力供應緊張，河南省政府要求停止外送電，導致河南送湖北、湖南電能交易合同完成率只有66.89%。

　　“電荒”向中部省份轉移凸顯價格管制失效

　　由于煤炭等上游燃料價格持續(xù)上漲造成發(fā)電企業(yè)運營與投資的能力下降，控制上游的電煤價格是最本能、最習慣性的對策選擇。但改革開放以來，我國電煤的總體走勢是：價格不斷上漲，相關政府部門的價格管制策略逐步減效。

　　華中電監(jiān)局有關專家分析說，此輪“電荒”除了傳統(tǒng)的南方、華東沿海地區(qū)，隨著產(chǎn)業(yè)轉移“電荒”明顯向湖南、江西、河南等中部省份轉移，福建、安徽等傳統(tǒng)的電能輸出地區(qū)也開始供應趨緊。而這些地方的一次能源資源、電源布局以及電網(wǎng)、路網(wǎng)等基礎條件難以在短期內達到應對“電荒”的需求。

　　今年華中地區(qū)首次出現(xiàn)淡季缺電，一半緣于天災，一半來自人禍。他以華中地區(qū)為例做了分析，首先，今年華中地區(qū)非常特殊，汛期水情銳減對水電供給造成很大影響。據(jù)統(tǒng)計，華中地區(qū)今年入庫流量較去年同期減少了40%至50%。其次，由于煤價大幅上漲，火電非計劃停運，閑置容量大幅增加，也是造成“電荒”的重要原因。

　　到廠電煤包括兩部分，一部分是到廠重點計劃電煤，另一部分是到廠市場電煤，重點計劃電煤價格要低于市場電煤價格，兩者價格差近些年在不斷擴大。隨著價差的不斷擴大，造成了兩大問題：一是重點煤炭合同簽訂量減少，二是即使有了重點煤炭合同，重點煤礦的兌現(xiàn)率也在減少，開口量需要去市場購買。這造成電廠到廠煤價飛漲，以湖北為例，2011年前5個月，電廠到廠電煤價格比2007年高出400元/噸。

　　一般而言，千瓦時電成本項目包括燃料費、材料費、修理費、職工薪酬、折舊、企業(yè)管理費用支出和利息支出等7項。以一個裝機容量為30萬千瓦的電廠來說，煤炭成本占千瓦時電成本的60%至65%是正常的，但近幾年燃料成本占千瓦時電成本的比例逐年上升。記者調研了解到，湖北、江西一些百萬千瓦的電廠其燃料成本已經(jīng)占到千瓦時電生產(chǎn)成本的90%以上，最高的達95%。

　　由于價格機制沒理順，火電企業(yè)大面積虧損，生產(chǎn)積極性受到壓制。從電煤監(jiān)測情況來看，部分生產(chǎn)能力因火電價格低、電煤價格高等問題而處于停機狀態(tài)。以河南省為例，河南電網(wǎng)裝機容量達到4881萬千瓦，減發(fā)容量約1326萬千瓦，實際可調出力僅3555萬千瓦。

　　根治“電荒”亟須從宏觀層面打政策組合拳

　　國家發(fā)改委今年上半年多次上調上網(wǎng)電價和銷售電價，但武漢理工大學經(jīng)濟管理學院程斌武副教授等專家認為，如果僅實行簡單的價格聯(lián)動，而不同步配套進行稅收、補貼政策、監(jiān)管等改革組合拳，顯然不能根本解決中國式“電荒”。在日益市場化、國際化的背景下，相關部門需要從公共管理角度進行深入的研究與思考，對現(xiàn)行電力能源管理制度進行更加深刻的變革。

　　他們對此提出以下建議：

　　一是國家應盡快出臺調價機制，引導人們改變“低電價”思維，理順電價等能源價格機制勢在必行。此輪上調上網(wǎng)電價和銷售電價之后，今年火電企業(yè)有望增收320億元，火電企業(yè)將獲得喘息之機，有助于提高此前持續(xù)低迷的發(fā)電企業(yè)積極性。

　　然而，解決“電荒”的治本之策還在于推動電力體制深層改革，疏導電價矛盾是當前宏觀調控的重要任務，也是保證國民經(jīng)濟正常運行的著力點。國家相關部門應盡快出臺調價常態(tài)機制，不再臨時抱佛腳，頭疼醫(yī)頭，腳疼醫(yī)腳。同時發(fā)展水電、鼓勵低耗能產(chǎn)業(yè)發(fā)展、加強電網(wǎng)建設，才能從根本上消滅“電荒”。