发电企业“不积极”直接导致电荒

　　电荒已经不是新闻，只不过今年来得早来得猛才成为话题。距离夏季用电高峰还有月余，浙江、江西、湖南、重庆等地就遭遇“淡季电荒”。中国电力企业联合会预警，迎峰度夏期间电力缺口保守估计将达3000万千瓦，相当于两个安徽或三个重庆的发电总量；如果电煤供需矛盾进一步加剧，旱情继续影响水力发电，并且出现持续异常高温天气，电力缺口将继续扩大。

　　发电企业“不积极”

　　“这是2004年以来中国所面临的最大一次电荒，范围和深度都是前所未有的。”中电联称。不过，在厦门大学中国能源经济研究中心教授林伯强看来，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”。

　　据了解，除了南方大旱、高耗能产业用电需求复苏等原因，造成今年较大面积电荒提前到来的深层次原因，是煤电价格没有理顺造成火电企业亏损严重，发电积极性受挫。国内目前有逾八成的电源装机是火电。2007年以来电价只上调了15%，同期煤价却已经大涨75%。1-4月，五大发电集团火电生产业务亏损105.7亿元人民币，比上年同期增亏72.9亿元。

　　因此，林伯强分析认为，由于电煤供给“不给力”，所以发电企业生产“不积极”。与2004年发电企业开足马力生产不同，按照目前的电力装机能力，本应能满足需求。

　　多管齐下抑制电荒

　　从目前来看，上调电价无疑是缓解因煤价高涨引发电力短缺的最好办法。支持这一观点的人士认为，涨价可以淘汰一批耗电量大的落后工业，刺激绿色能源的发展，对完成减排指标也有好处。但是，电价调整牵一发而动全身。

　　据媒体报道，国家发改委拟补充部分电荒重灾区上网电价，加上4月上旬已上调的全国16个省市的上网电价，全国近20个省市的火电企业的成本压力有所缓解。但上网电价是电网向电厂收购电量的电价，而销售电价则是电网企业向全社会的终端用户(包括农业、工业、服务业和居民)销售电能的价格。多位专家据此指出，其本质是电网企业承担了火电企业的成本上涨，而电网企业不可能一直承担着火电企业的亏损，这种成本压力向终端用户释放只是个时间问题。考虑到国内的通胀压力依然存在，专家建议，提高电价，尤其是销售电价，应该首先上调工业电价，居民用电应该以需求侧管理的方法来解决。

　　林伯强预测，政府可能在用电旺季来临之前就采取多项措施，包括微调电价、协调煤价等，产业链上的煤炭、电厂和电网各方都要做出让步；且政府仍将继续采用行政手段抑制合同煤价上涨，并建议中央政府收取煤炭特别收益金以保障电煤供应。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”。