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| 淡季电荒症结何在 |
| 时间：2011/5/20 |
目前，越来越多的省份受“电荒”困扰。5月17日，中国电力企业联合会称，这次“电荒”是2004年以来最严重的一次。保守估计，目前全国供电缺口在3000万千瓦左右，相当于两个安徽或三个重庆的发电总量，其严峻程度“尚未探底”。
随着煤价一路走高，淡季用电紧张在全国迅速蔓延，煤荒、电荒轮番上演。华中、华东地区出现较大电力缺口，大量工厂被拉闸限电，部分地区甚至波及居民用电，限电甚至蔓延到了第一产业和第三产业。
尽管电力供应缺口逐渐扩大，但不少地方电厂却因亏损严重，银行对其贷款评级下降，不少电厂甚至缺钱买煤。为何电煤供应多年呈现“紧张”态势?淡季“电荒”，深层原因是什么?坚挺的煤炭价格下，增加电力供应的出路何在?
厦门大学中国能源经济研究中心教授林伯强认为，各地“电荒”“煤荒”轮番上演，根本原因在于电煤机制没有理顺。长期来看，只有理顺电煤价格机制，同时发展水电、鼓励低耗能产业发展、加强电网建设，才能从根本上消灭“电荒”。
林伯强称，尽管本轮“电荒”十分严重，但是2011年很难说是“2004年以来缺电最严重的一年”。
据他分析，2003年至2004年的缺电，主要是由于电源不足所致。当时的电力紧张表现为全面的装机不足，发电机组利用小时数在2004年达到顶峰：全国利用火电5991小时，机组利用率接近饱和，属于“硬缺电”。
而始于2011年初的冬季“电荒”到现在的淡季“电荒”，电力短缺集中在个别地区，不能简单地归结为装机容量不足。预计2011年全国利用火电在5300小时左右，该数值低于2003年至2006年的平均水平。
换句话说，本轮“电荒”可称作“软缺电”：从装机与机组利用率来说，理论上，机组利用小时仍有10%以上的提升空间。林伯强指出：“拼命发，还是能保证不缺电。”但是，发电企业却因为电煤供应紧张而不能多发电。
他分析认为，发电企业生产“不积极”，是由于电煤供给“不给力”。而电煤供应之所以紧张，最直接的原因就是电煤限价政策，煤炭企业不愿低价向电厂供应电煤。因此，电煤矛盾才是造成本轮“电荒”的最大推手。
2010年12月10日，发改委公布《关于做好2011年煤炭产运需衔接工作的通知》，要求2011年度重点电煤合同价格维持上年水平不变，煤炭企业“不得以任何形式变相涨价”。政府部门意欲管住煤炭价格，初衷是“稳定物价总水平、管理通胀预期”，但结果却使煤炭和电力企业在电煤价格上谈不拢，煤电合同反而更加难以落实。
在电煤供应层面，电煤占煤炭消费近50%。此前，政府采取压制电煤价格的手段，虽然电煤市场价每吨已上涨200至300元，却坚持电煤合同价最高只能上涨50元，电煤合同价与市场价差距过大。
未来，如果煤炭价格继续上涨，按现行煤电联动机制，发电企业很可能买不到电煤。而此前签订的大部分煤电合同可能很难履行。即使煤炭企业能够履约，也难免以次充好、掺煤矸石的做法。
林伯强指出，未来两年，中国电力供需紧张形势会不断加剧。目前，这一趋势已十分明显。解决这一矛盾，首先，短期内只能通过“反市场”手段，提高电价，调动电厂发电的积极性。简单来说，就是调整价格，双向涨价。
中国政府一直拒绝提高销售电价，主要是担心电价上涨加剧通胀，但他认为，目前看来，政府对电价“过于敏感”，电价确会导致物价上涨，但“影响十分有限”。相反，如果继续靠“反市场”手段干预价格，非但收效不高，也会降低发电企业的积极性。
其次，从长期看，煤电定价机制改革势在必行。也就是说，有关方面不能再人为压低电煤价格。电煤价格上涨了，发电企业的成本增加，电力价格也应有所上调。今后，这种做法应形成一种常态机制。
林伯强认为，目前，煤价上涨的动力主要来自国际原油价格上涨和国内煤炭产业整合的推动。只有煤价涨到政府没有办法再“协调”的时候，才有可能真正实现煤电联动。但是，现在，电煤定价机制已到了非调不可的时候。
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