新华网北京11月28日电 (记者李济军 胡俊超)新一轮反季节常态化的“电荒”暴露出我国持续多年的煤电矛盾趋于恶化。除水电欠发由“天灾”所致外，火电厂不能开足马力、跨区输电不能调剂余缺的现象表明：“制度性缺电”已成为威胁国家电力安全的重要因素。

　　在“制度性缺电”背景下，相关行业、地区乱象丛生；电力及相关行业、部门之间矛盾错综复杂、利益纠结，不同利益主体相互指责、不同区域相互埋怨；作为市场主体的企业没有发电积极性，行使管理职能的地方政府却冲在一线调煤保电。

　　今冬明春“电荒”形势将更加严峻

　　今年前三季度，我国大部分地区电力供应总体偏紧，部分地区缺电严重。有17个省份实施了拉限电和错避峰措施。江西、四川、重庆、湖南等4个省份日最大电力缺口超过统调最大用电负荷的20%，广西、贵州两省份缺电更为严重，日最大电力缺口超过当日统调最大用电负荷的三分之一，浙江、湖南、广东、广西四省份错避峰的累计天数超过100天。

　　在经历了5月、7月两个历史最枯月份后，贵州各大水库水位逼近死水位，主力水电厂陆续失去发电和调峰能力。随后，旱情持续加重，贵州水电蓄能值只有5.3亿千瓦时，仅相当于去年同期水平的十分之一，发电量同比减少近1亿千瓦时。此外，需求旺盛也导致用电紧张。上半年，贵州工业增加值同比增长21.5%，比去年同期高6.5个百分点，工业用电较往年明显加快。进入8月份，用电需求同比增长仍高达20.5%。目前贵州全省日均电量缺口仍达1亿千瓦时左右。

　　除贵州“电荒”外，湖南、云南、广西等地电力运行也举步维艰。

　　记者调研了解到，今冬明春我国南北方将面临更加严峻的供电形势，不排除极端天气下局部拉闸限电有扩大化的可能。

　　中电联预计，今冬明春，全国最大电力缺口将达3000万至4000万千瓦，其中华中、华南将最为严重。据国家电网预测，今冬最大用电负荷将同比增长10%。在电煤供应紧张情况下，预计11月和12月，全网最大电力缺口分别为573万千瓦和1119万千瓦。另据南方电网公司预测，四季度南方五省区电力缺口1400万千瓦左右，今冬明春电力供应形势也不容乐观，明年上半年电力缺口将在1000万至1500万千瓦。

　　多重矛盾叠加形成“煤电死结”

　　每年夏季和冬季用电高峰，各省为保障电煤供应，大都通过实施阶段性电煤供应指令性计划、约谈、控制电煤外流出省等措施，暂时维系煤炭供应局面。但是，电煤问题也消耗了大量的公共和行政资源，多重矛盾叠加形成了“煤电死结”。

　　一是市场、计划电煤价差扩大，电厂燃料成本不断攀升。对电厂而言，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，但两者价格差近些年在不断扩大。

　　今年前三季度，秦皇岛港标准动力煤价平均每吨同比上涨80元。随着市场电煤和重点计划电煤价差的扩大，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，这造成了电厂到厂电煤价格的飞涨。

　　随着煤炭价格的上涨，电厂的燃料成本不断攀升。一般而言，煤炭成本占千瓦时电成本的60%至65%，但近几年电煤价格的上涨，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，山东、山西、内蒙古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%。

　　二是煤电价格传导机制不畅，电厂持续亏损打击生产积极性。在无法严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下，“煤电联动”是最符合市场经济逻辑的政策选择。2004年12月，国家有关部门发布了煤电价格联动机制，即在不少于6个月的一个联动周期内，若平均电煤价格比前一联动周期的变化幅度≥5%，则相应调整上网电价与销售电价。但在实际执行中，有关部门一再拖延煤电联动的时间，反而扰乱了电力企业的正常经营。

　　尽管今年上半年上调了15个省份发电上网电价，暂时缓解了煤电矛盾，但电价仍未疏导到位。全国火电企业亏损面继续扩大，部分企业负债率超过100%，无钱买煤。据统计，五大发电集团2010年全年的火电亏损为137.19亿元，但今年前7个月便已亏损180.9亿元，火电厂的生产积极性因此受到较大挫损。受此影响，多省缺煤停机严重，9月份全国缺煤停机一直在1000万千瓦以上。

　　由于发电行业整体陷入亏损状态，目前各地已出现火电项目获得核准但推迟开工、推迟投产的情况，大唐集团就有三门峡等三个总装机340万千瓦的已核准火电项目因资金紧张不开工。据统计，五大集团推迟开工的装机容量占全部核准容量的13.7%。

　　三是煤矿“赔本买卖”成常态。记者调研发现，一方面是电厂频频陷入紧急“煤荒”，另一方面却是煤炭企业普遍没有生产积极性。摆在煤矿企业面前的窘境是，电煤与市场煤、省内价与省外价存在较大差距，但是，保障电煤、民用煤、重点企业用煤都是“政治任务”，企业明知是“赔本的买卖”，只能暂时丢掉市场保电煤。

　　6月9日，占贵州电力装机近一半的8家主力电厂存煤不足一天使用，贵州电网发布全网大面积停电红色预警。为保障电煤供应，贵州省出台一系列“硬措施”，甚至“封关”停止煤炭外运，但这些措施却没能根本缓解“电煤危机”。

　　通过比较发现，这几年全国闹“电荒”严重的多是一些产煤大省，如山西、河南、贵州等。事实证明，电煤越是按市场规律办事，越是有保障。如果允许煤矿销售一部分煤炭给电厂以外的其他客户，拉高扯低总体上还能有盈利，可是所有煤炭都要给电厂，导致煤矿企业普遍没有生产积极性，电煤供应更加紧张。

　　贵州水矿集团副总经理张思明说，供应电煤与市场煤每吨差价300多元，一天损失就是500多万，现在企业辛苦建立起来的销售网络也受到影响。盘县雄兴煤矿矿主刘尔雄说，无论生产不生产，县里给所有煤矿都下达了电煤任务，可煤矿证照到期了，跑省里一些部门几十趟也办不下来延期手续，“合法矿变成了非法矿”，只能从其他煤矿高价买来完成任务。电煤供应的前提是要鼓励产能，可现在这种局面下，很多煤矿失去了生产积极性。

　　四是行业内部多重积怨不断加深。记者调研发现，电力、煤炭、运输等行业之间总在相互指责、相互抱怨，大家都有诉求表达，感到愤愤不平，有些矛盾还十分尖锐。

　　当前，火力发电企业困难最大，呼声最高。由于近年煤炭成本快速上涨，而电价上调不大，火电企业利润被“挤压”，造成全行业大面积亏损。

　　而一些煤炭企业对电厂却又十分抵触，认为发电企业“绑架”政府压低煤炭价格盘剥煤企利润。内蒙古鄂尔多斯市一家煤炭企业运销部经理介绍，他们的主要矛盾是铁路运煤兑现率太低，煤运不出去。为了能“请”到车皮，大家八仙过海、各显神通，有的“中间人”专门以倒卖车皮计划谋取暴利，而且手段十分隐蔽，难以查账。

　　一些煤炭企业还反映，这几年虽然煤炭效益看好，但各种各样的收费随之而来。根据不完全统计，目前正常的运费和各级政府部门征收的税费和基金等电煤收费项目约30多种，占煤价的35%－50%，估算全国每年在电煤流通环节的收费高达3000亿元以上。此外，电煤在运输环节尚要交纳的点装费、请车费、铁路计划费、矿务专线费、过磅费等13项目名目繁多的不合理收费。

　　从源头破解“电荒” 建立良性机制

　　记得调查发现，多次发生“电荒”最核心的阻碍是我国资源产品定价机制尚未完全理顺，上网和销售电价始终被人为地压低。据统计，我国工业电价只有世界平均水平的70%，居民电价只有世界平均水平的41%。

　　合理的定价机制应是尽快启动几年前就已经提出的发电侧竞价的上网的方案，鼓励电力企业积极竞争，不断节约成本，让市场来决定上网电价。对于中间输配环节，应明确输配电价，以保持公共事业的透明性。销售端同样要引进竞争机制，将销售权下放到多家具有资质的电力销售公司，通过竞争决定销售电价。

　　首先，尽快执行输配分离改革。记者调研了解到，输配环节虽然形成国家电网和南方电网两大电网公司，但由于输配没有分开，实际上还是寡头垄断，配电环节竞争并没有形成，电网公司是一个绝对的垄断实体，合理合法地挡在供需双方之间，成为唯一的“总卖家”和“总买家”。长期以来，电网输配电成本核算和支出一直是电网企业最“神秘”的领地之一，而这也被认为是打破电网垄断的核心突破口。

　　只有将电网输配成本厘清后，决策部门才可根据成本构成科学核定独立的输配电价，依据市场原则理顺“煤－电－网”价格联动机制，这对于目前“久病难治”的煤电矛盾将起到实际疏导作用。

　　其次，加强电煤市场监管，严格控制各种不合理收费。据国家电监会调查，目前，煤炭从生产地运到消费地电厂，运输、收费等中间环节的费用占煤价的30%－60%。部分电厂反映，流通环节不合理收费占到50%左右。目前，煤炭流通环节一片乱象，层层转手加码，中间环节获取了合同煤与市场煤之间巨大差价利润，这几乎成为行业潜规则。

　　业内普遍认为，有关部门应加强煤炭运输和收费监管，认真清理各地实行的煤炭限产保价、提价、停供等措施，坚决取缔煤炭生产、铁路及港口运输企业以及地方政府和部门擅自出台的各种不合理加价和收费。同时，规范煤炭流通环节，取消铁路部门收取的点装费以及各地随电煤销售、运输环节征收的13项不合理费用，清理地方政府成立的、具有垄断性质的煤炭运销公司。