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见习记者姚峰上海报道
面对突如其来的冬季电荒，12月21日，国家发改委下发电价调整通知，从2004年1月1日起，上网电价每度增加0.8分，销售电价每度增加0.7分。
国家发改委副主任张国宝说，在目前的情况下，“适当地疏导电价因素也是需要的”
。
这意味着，此前五大发电集团因煤价电价不能联动而拉闸限电的策略取得了一定成效。
而此前，从12月9～11日，电监会主席柴松岳先后到华能、华电、中电投、大唐、国电集团进行调研。
电监会作为推动电改的主导力量，面对电改一年来愈演愈烈的“电荒”，不得不与五大发电集团一起直面电力改革与发展中存在的问题。
业内人士认为，今后中国总体能源偏紧是不争的事实，但有多少体制性的顽疾放大了电力短缺？在今后长期能源偏紧的背景下，不断完善能源管理体制，减少制度性原因对能源短缺的放大，当是重中之重。
煤哪去了？
从电力能源链上来看，“电荒”的直接原因是水电不足背景下的“煤缺”。整个江浙沪地区70%的电力来自于火力发电。截至11月17日，全国直供电网库存煤1226万吨，较10月份1367万吨下降了141万吨。华北京津唐地区10个电厂、华东地区12个电厂、山东6个电厂电煤库存先后降至安全警戒线以下，仅能满足电厂2～3天正常发电用煤量，火电发电企业已濒于“无米下锅”，面临大面积限负荷、停机待煤的局面。
然而，现在的电煤告急让煤炭行业很纳闷。
今年截至11月30日，全国原煤产量完成1423324.7万吨，同比增长21.1%。在有国有重点煤矿的22个省区中，14个省区同比增产，共计增产490.7万吨；8个省区同比减产，共计减产76.3万吨。
国家煤矿安全监察局调度中心此前表示，煤炭“社会库存处于合理水平”，煤炭生产基本能够满足需要。秦皇岛煤炭市场副总经理李学刚说：“煤炭在总量上肯定不缺，最多在部分品种上稍微偏紧，现在的缺煤可能被放大了。”
既然基本满足需要，怎么会出现“煤荒”现象？煤都到哪里去了？
据了解，目前对煤炭供应量反应比较敏感的主要是电力行业。一煤炭供销企业的负责人介绍：“缺煤可能与订货量不足有关，现在对买煤最热情的是省长，国家队电厂的热情远不如地方队电厂。”他所指的国家队以五大发电集团为代表，地方队以当年集资办电、多家办电形成的电厂为主。
李学刚认为，煤炭短缺在于电力行业不愿意接受价格不断上涨的计划外煤价。现在市场上的电煤分三种：计划内电煤、计划外电煤、市场电煤。现在少的不是电煤，而是少计划内电煤。每年的煤炭订货会，电力企业会和煤炭企业签订煤炭供应合同，这就是计划内电煤。如果计划内电煤用完了，电力企业就不得不用计划外煤，但“计划外煤价还是要低于市场煤价”。
据业内人士介绍，在电煤订货会上，电厂一般只愿意签全年电厂用煤的40%～60%。“剩余的，以前电厂大都去买小煤窑的煤，但今年各地加大力度关停小煤窑，一下子让电厂面临电煤采购上的困境。”发电计划难题
目前，计划外电煤的价格已经超出了煤价最高年度1997年的水平，许多发电公司不愿意为高价的煤买单，在发电公司看来，煤价的持续上涨加大了电厂的生产成本，但电企又不能随意将电价上调。于是，一方面是已然市场化的煤价，一面却是计划审批下的电价。“煤电顶牛”并没有丝毫松动的迹象，从今年初到现在，电煤价格高低问题一直困扰着的电煤供求，即使国家发改委出面协调也并没消除。
漳泽电力的一位人士表示，“在达到电企所能承受煤价最高的限度时，电企只能采用停机限产的措施来维护电企的运营成本。”这一行为显然在某种程度上加重了“电荒危机”。
除了煤价上涨，电力行业不愿意发电还有一个原因。据悉，按照湖南省物价局核定的电价，株洲电厂计划内每度电的上网价格为0.36元，计划外每度电按0.25元结算。而在电厂出示的经济指标表中，每发一度电的成本约为0.27元，也就是说，超过计划部分每多发一度电，电厂就要亏损2分钱。
也就是说，企业完成年发电计划以后，发得越多，亏损得越多。“在这种情况下，电厂怎么会愿意多发电？”江苏一位合资电厂的人士表示。
更令人担忧的是，由于目前湖南全省拖欠电费高达30多亿元，造成很多发电厂不能及时足额地回收上网电费。在煤价上涨、企业亏损、资金回笼困难的情况下，一些发电厂缺少流动资金，无钱买煤。电网步履艰难
长沙市经贸委主任赵跃驷介绍，从上个月30日起，长沙的供电开始“开三停一”。但对此，电网大区调配却显得无能为力。目前湖南电网只有一条线路与外界连接，也就是湖北葛洲坝到湖南岗市的50万千伏的线路。
对此，国家电网公司总工程师赵遵廉解释，由于湖南目前通过50万(千伏)线路与华中电网连接，华中电网已经满负荷向湖南地区送电，送到最高的负荷值。这条线路每天送电的极限是1400万千瓦时，现在唯一的办法就是保证24小时不间断送电。
类似的电网尴尬绝不只限于湖南。在各地一片电力告急中，除了煤电“斗法”外，电网建设的滞后也让电荒得到了进一步放大。
上海大学教授、电力专家言茂说：“在电力体制改革前，电网建设都是省为单位，电网这样的省间壁垒都或多或少存在。”这种壁垒甚至在一省内部也会出现。比如江苏。
江苏省电力公司表示，受资源性缺电影响，预计江苏整个冬季的供电缺口约在370万千瓦以上。
据记者从相关渠道得到的数据，江苏的发电量1800多万千瓦，用电负荷为2000万千瓦，从数字上看，相差只有200万千瓦，但为什么现在的缺口却高达370万千瓦呢？
江苏电力系统的一位人士道出隐情：“除了电力产能外，一个主要原因就是苏北发的电不能顺畅地供应到苏南。”他透露，过江的输电线路有限，江苏电网本来可以通过省内调剂的一部分电力被挡在了江北，从而造成了本来的200万千瓦缺口扩大到了370万，增加了近一倍。“电被堵在路上。”
江苏省电力公司一人士说：由于50万千伏以上的过江输电线路建设权不在江苏省，所以，这种“苏北胀、苏南饿”的情况，短期内“还难以解决”。
体制性原因放大电荒
而长远来看，电网问题会更加严重。今年，电网公司可能面临建国以来的首次亏损。
“省电力公司今年将难保盈利。”浙江电力一人士表示。该人士表示，连续进行了四年的农村电网改造工程，让电网公司背上了沉重的债务负担。以浙江为例，至2002年底，浙江电力在农网改造上的投入已累计达160亿元，而这笔主要来源于银行贷款的农网改造资金，给浙江电力带来了沉重的还本付息压力。据估计，今年浙江电力将因此增加发电成本0.02元／千瓦时。
厂网分离后，省级电力公司变成了单一的电网公司，原先省内的大部分电厂也多以行政划拨方式归属五大发电集团。进而，省级电力公司在原先省内电厂的投资收益也悉数归了五大发电集团。预计，浙江电力今年将因此减少投资收益2～3亿元。
目前的缺电使各地都引爆了投资建设电厂的热情，省级电力公司是电网建设的主要力量。目前的这种境况必然导致电网建设的困难，在这种情况下，不要说电网发挥大区调配能力，就是最为基本的电网安全也不能保证。
国家电网公司副总经理李彦梦坦陈，当前国内电网潜在的问题和危险比较多。由于长期以来电网发展一直处于服从或次要的位置，“重发、轻供、不管用”，造成了电网方面欠账较多，电网结构也比较薄弱。
一业内人士认为，“关键还是煤炭、电力体制改革后，产生了新的利益重组，却没有新的协调机制来配套，所以要么行业间相互扯皮，要么借拉闸限电向决策层施压，要政策。”
江苏省电力公司一人士表示，国家应该制定相应的配套政策，比如说给超发电厂以发电计划和资金的补贴，但现在显然没有，电改方案只体现出电力的市场化因素，却没有体现出电力工业的社会服务角色。他说：“以前电力工业的社会职能由煤炭和电力一起消化，但现在都留给了电力，电力公司肯定不干。”
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