煤场。资料图

　　得益于相对充足的电煤储备及“外电入鲁”的支撑，能耗大省山东今年用电负荷虽屡创历史高峰，但未出现拉闸限电现象，而时至今日南方电网部分省区却仍处于“电荒”当中。如何破解年年出现的“电荒”问题，成为关系我国能源安全保障的一道现实难题。

　　年年“电荒”今仍荒

　　近年来，各地“电荒”年年不断，今年更是来得早去得晚，大有愈演愈烈之势。国家电网公司称，这是自2004年大缺电之后最困难的一年。近期，广西遭遇20年来最严峻的缺电困境，上千家企业被迫关闭。除广西外，贵州、广东、云南、海南等南方各省均出现电力紧张局面，其中广西、贵州宣布进入最高缺电级别的一级红色预警状态。据统计，目前南方电网最大错峰负荷已达1120万千瓦，除海南省外，各省区均出现错峰限电情况。预计第三季度南方电网总体缺电8%以上，个别地区缺电20%以上。

　　今夏以来，我国南方出现大范围高温天气，部分地区旱情加剧。据南方电网公司8月31日发布的通告，因西南地区旱情加剧，南方五省区供电全面告急，全网电力缺口已近15%。缺水、缺煤，加上连续亏损，致使南方部分电厂陷入无煤发电或停发状态。

　　据中国国电集团公司有关负责人反映，目前，国电集团已有多家火电企业上网电价不足以弥补发电单位变动成本，出现越发越赔的价格扭曲现象。中国电力企业联合会统计调查显示，今年前7月华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团公司电力业务合计亏损74.6亿元。其中，7月份电力业务亏损9.8亿元，环比增亏1.8亿元。

　　煤电矛盾是表象

　　从表象来看，今年的局部“电荒”来得早，一方面是一些地区产能急速提升的结果，钢材、建材、有色金属等高耗能产业的大量上马是直接诱因；另一方面是因为今年南方大旱，水资源短缺让水电无法发挥效能。但业内分析认为，今年部分地区“电荒”从季节性缺电演变成全年缺电，从南方电荒蔓延到全国大部分地区，其真正的罪魁祸首在于电厂“煤荒”。

　　但电厂“煤荒”不等于市场“煤荒”。业内认为，“市场煤”与“计划电”的体制性矛盾仍是此轮“电荒”的根源所在。

　　当前，煤炭价格已超过以往任何年份。2011年以来，国电集团入炉综合标煤单价均在每吨700元以上高位运行。据统计，在上半年集团公司82家火电企业中，入炉综合标煤单价在每吨900元以上的有12家，其中有4家更是在千元以上。

　　自2004年以来，我国煤炭价格一路攀升，为保证电力企业不因煤价上涨过快导致其成本上涨而亏损，煤电联动机制应运而生，但实际上并未真正联动起来。过快上涨的煤价让电价完全跟不上步伐，“市场煤”和“计划电”的矛盾越来越大。2008年开始，煤电联动政策实际上被临时性的电价调整所取代，但这种临时性措施并未从根本上解决目前的煤电困局。

　　煤电本来是上下游相互依存关系，双方并无本质上的矛盾。但因为电价有管制，价格传导机制没有理顺，使得因煤价上升带来的成本增加不能顺利传导到下游产业。

　　多措并举破“电荒”

　　煤炭和电力是我国重要的基础能源类产业，当前的电煤矛盾已进入到关键期，必须从战略全局的角度来加以平衡，采取短期与长期措施加以综合解决。从长期来看，仍要继续推进电力体制改革，而从短期来看须从以下三方面加以解决：

　　一是探索煤电一体化路径。尽管目前国内煤炭资源已基本被各大煤炭集团瓜分完毕，但一些发电企业还是进行了煤电一体化探索，并取得一定成效。近期，多家煤炭企业和电力企业陆续发布了2011年中报，受益于一体化整合，煤炭企业的发电业务和电力企业的煤炭业务都大幅增长。国投电力上半年实现营业收入96.08亿元，同比增长26.75%；煤炭业务实现营业收入11.36亿元，同比增长77.66%。煤炭专家李朝林认为，煤、电整合之后，原来一个行业的利润变成煤炭和电力两个行业的利润，对改变市场垄断有一定积极作用。

　　二是继续实施煤电联动政策。目前，煤电联动机制是国家采取市场手段理顺煤电矛盾的重要措施，在电价体制改革尚未到位，竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。业内建议，当前应及时落实和完善煤电联动机制，以平衡煤电双方利益。如果上调电价难度较大，可以对煤价采取一定的限价措施。山东煤炭运销协会顾问李继会说：“煤矿方面也希望启动煤电联动政策，电价涨了，电力企业有钱了，谈判就好谈了，付款也就会及时了。”

　　三是加快特高压网络建设。在我国“十二五”规划中，特别指出将在全国建成华北－华中－华东、东北、西北和南方四大区域电网，在四大区域电网之间建设特高压直流输电线路，而在“三华”区域电网内部建设“三纵三横”的特高压交流网架。业内预计，这一规划的实施，将在很大程度上解决全国煤电资源分布不均的现象，有利于缓解当前的煤电矛盾。目前，跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张发挥了重要作用。上半年，全国跨区送电量完成725亿千瓦时，同比增长22.8%。