今年3月以来，我国多地遭遇淡季缺电危机。而一些地区的电荒甚至一直延续，出现了前所未有的紧绷状态。但与过去因投资不足、缺少装机导致的“硬缺电”不同，近年来我国发电设备利用小时数持续偏低，显示出全国发电装机依然充足甚至过剩。业内有关专家分析指出，新一轮“电荒”进一步凸显电力价格管制策略逐步减效，它在很大程度上源于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的人为因素停机。

　　新一轮“电荒”很大程度归于人为因素

　　发电设备利用小时数是发电装机供应能力的主要指标，发电设备利用小时超过5000小时往往伴随“电荒”出现。自2008年至今，我国发电设备利用小时数始终在4500—4700之间徘徊，说明发电装机比较充裕，本轮“电荒”不是供应能力而是供应机制的问题。

　　据专家分析，即便是缺电形势严峻的湖南，也存在火电产能闲置状况，而云南省局部地区在汛期还有窝电现象。中电联预计今夏电力缺口可能在3000万千瓦，仅占全国装机9.7亿千瓦的3%。由此判断，当前电力行业现状不具备演变为全国性“硬缺电”的基础。

　　一些区域电网的电力供需正由季节性、局部性电力短缺转变为全年、全区域性电力短缺。自去年下半年至今，华中电网所辖的湖北、湖南、重庆、河南、四川和江西六省市的电力供需一直处于紧张态势。入夏以来，华中电网用电负荷增长迅猛。从6月至今，已有18天用电负荷过亿。7月5日，全网首轮用电高峰的用电负荷达到了11181.4万千瓦，创历史新高。此后，7月20日、21日、22日，华中电网用电负荷更是罕见地连续3天突破历史新高，最终刷新纪录达1.156亿千瓦。

　　根据电力电量平衡分析预测，迎峰度夏期间华中区域电力供需整体形势紧张，最大电力缺口822万千瓦，6至9月的电量缺口总共将达到47.5亿千瓦时。华中电网公司透露，本轮“电荒”很大程度归于人为因素，这主要是由于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的。比如，今年年初，华中电力区域交易平台组织区域内省市煤电企业进行谈判，当时湖北省的火电企业需求560万吨煤，河南省的煤炭企业愿意供给706万吨，其中156万吨是按照河南标杆电价出的钱，剩下的略高于标杆电价1至2分钱。但最后由于政府干预，河南方面只输送了50万吨。

　　湖北能源集团长期“跑煤”的负责人贾曙光说，在电力平衡富余时期，各省希望尽量减少外购电，让本省的机组尽可能多发电，而在电力供应紧张时期，在自身电力供应尚难保证的情况下，地方政府部门人为设置省间壁垒，阻挠交易自由开展。据了解，2010年，因本身电力供应紧张，河南省政府要求停止外送电，导致河南送湖北、湖南电能交易合同完成率只有66.89%。

　　“电荒”向中部省份转移凸显价格管制失效

　　由于煤炭等上游燃料价格持续上涨造成发电企业运营与投资的能力下降，控制上游的电煤价格是最本能、最习惯性的对策选择。但改革开放以来，我国电煤的总体走势是：价格不断上涨，相关政府部门的价格管制策略逐步减效。

　　华中电监局有关专家分析说，此轮“电荒”除了传统的南方、华东沿海地区，随着产业转移“电荒”明显向湖南、江西、河南等中部省份转移，福建、安徽等传统的电能输出地区也开始供应趋紧。而这些地方的一次能源资源、电源布局以及电网、路网等基础条件难以在短期内达到应对“电荒”的需求。

　　今年华中地区首次出现淡季缺电，一半缘于天灾，一半来自人祸。他以华中地区为例做了分析，首先，今年华中地区非常特殊，汛期水情锐减对水电供给造成很大影响。据统计，华中地区今年入库流量较去年同期减少了40%至50%。其次，由于煤价大幅上涨，火电非计划停运，闲置容量大幅增加，也是造成“电荒”的重要原因。

　　到厂电煤包括两部分，一部分是到厂重点计划电煤，另一部分是到厂市场电煤，重点计划电煤价格要低于市场电煤价格，两者价格差近些年在不断扩大。随着价差的不断扩大，造成了两大问题：一是重点煤炭合同签订量减少，二是即使有了重点煤炭合同，重点煤矿的兑现率也在减少，开口量需要去市场购买。这造成电厂到厂煤价飞涨，以湖北为例，2011年前5个月，电厂到厂电煤价格比2007年高出400元/吨。

　　一般而言，千瓦时电成本项目包括燃料费、材料费、修理费、职工薪酬、折旧、企业管理费用支出和利息支出等7项。以一个装机容量为30万千瓦的电厂来说，煤炭成本占千瓦时电成本的60%至65%是正常的，但近几年燃料成本占千瓦时电成本的比例逐年上升。记者调研了解到，湖北、江西一些百万千瓦的电厂其燃料成本已经占到千瓦时电生产成本的90%以上，最高的达95%。

　　由于价格机制没理顺，火电企业大面积亏损，生产积极性受到压制。从电煤监测情况来看，部分生产能力因火电价格低、电煤价格高等问题而处于停机状态。以河南省为例，河南电网装机容量达到4881万千瓦，减发容量约1326万千瓦，实际可调出力仅3555万千瓦。

　　根治“电荒”亟须从宏观层面打政策组合拳

　　国家发改委今年上半年多次上调上网电价和销售电价，但武汉理工大学经济管理学院程斌武副教授等专家认为，如果仅实行简单的价格联动，而不同步配套进行税收、补贴政策、监管等改革组合拳，显然不能根本解决中国式“电荒”。在日益市场化、国际化的背景下，相关部门需要从公共管理角度进行深入的研究与思考，对现行电力能源管理制度进行更加深刻的变革。

　　他们对此提出以下建议：

　　一是国家应尽快出台调价机制，引导人们改变“低电价”思维，理顺电价等能源价格机制势在必行。此轮上调上网电价和销售电价之后，今年火电企业有望增收320亿元，火电企业将获得喘息之机，有助于提高此前持续低迷的发电企业积极性。

　　然而，解决“电荒”的治本之策还在于推动电力体制深层改革，疏导电价矛盾是当前宏观调控的重要任务，也是保证国民经济正常运行的着力点。国家相关部门应尽快出台调价常态机制，不再临时抱佛脚，头疼医头，脚疼医脚。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”。

　　根据对美国、日本、巴西、俄罗斯等39个主要国家和地区电价水平的统计，我国工业电价为世界平均水平的70%，居民电价则是世界平均水平的41%。

　　二是构建“高税收-高电价-高补贴-强监管”的管理体系。如果提高价格而不及时补贴消费者，必然影响经济发展与社会稳定；如果提高税收而不用于相关领域的补贴，必然被指与民争利，影响政策执行。具体主要包括：

　　———对终端消费者进行普遍而差异化的补贴。尽快落实国发[2002]5号文件要求，对农民、城镇低收入群体等底层消费者进行救济，通过补贴保障其享有普遍服务的基本权利、避免受到高电价的冲击；尽快实行阶梯电价。

　　———通过专项补贴引导产业调整，提高电价的目的是利用价格杠杆减少不必要的电力消耗，在产业环节主要体现为抑制低技术高耗能产业，逐步提高单位能耗的经济产出，因此在提高电价后有必要对在产业政策上应受到鼓励的高效低耗产业，包括技术或产品进行补贴。

　　———通过专项补贴引导补偿不可再生的资源环境损失。对煤炭等矿产品提取足够高的资源税之后，同时应从税收中返还一部分用于资源环境补偿这项公共事务，可以通过向社会上的专业机构购买服务来实现这一目的，而不再完全依赖企业。

　　电监会吴疆还说，目前我国电力市场化改革滞后，市场这只“看不见的手”难以发挥效力。在电力供应“发、输、配、售”四个环节，除了输配电具有一定的自然垄断性外，其余发、售两个环节都不具有自然垄断性，虽然实现了厂网分离，但发电企业把主要精力都投入到找政府要电价政策上，而电价固化没有反映市场供求关系、资源的稀缺以及对环境的影响，无法引导消费。因此，需要“放开两头，管住中间”，在“发、售”环节充分利用市场机制来进行调节。