新華網北京11月28日電 (記者李濟軍 胡俊超)新一輪反季節常態化的“電荒”暴露出我國持續多年的煤電矛盾趨于惡化。除水電欠發由“天災”所致外，火電廠不能開足馬力、跨區輸電不能調劑余缺的現象表明：“制度性缺電”已成為威脅國家電力安全的重要因素。

　　在“制度性缺電”背景下，相關行業、地區亂象叢生；電力及相關行業、部門之間矛盾錯綜復雜、利益糾結，不同利益主體相互指責、不同區域相互埋怨；作為市場主體的企業沒有發電積極性，行使管理職能的地方政府卻沖在一線調煤保電。

　　今冬明春“電荒”形勢將更加嚴峻

　　今年前三季度，我國大部分地區電力供應總體偏緊，部分地區缺電嚴重。有17個省份實施了拉限電和錯避峰措施。江西、四川、重慶、湖南等4個省份日最大電力缺口超過統調最大用電負荷的20%，廣西、貴州兩省份缺電更為嚴重，日最大電力缺口超過當日統調最大用電負荷的三分之一，浙江、湖南、廣東、廣西四省份錯避峰的累計天數超過100天。

　　在經歷了5月、7月兩個歷史最枯月份后，貴州各大水庫水位逼近死水位，主力水電廠陸續失去發電和調峰能力。隨后，旱情持續加重，貴州水電蓄能值只有5.3億千瓦時，僅相當于去年同期水平的十分之一，發電量同比減少近1億千瓦時。此外，需求旺盛也導致用電緊張。上半年，貴州工業增加值同比增長21.5%，比去年同期高6.5個百分點，工業用電較往年明顯加快。進入8月份，用電需求同比增長仍高達20.5%。目前貴州全省日均電量缺口仍達1億千瓦時左右。

　　除貴州“電荒”外，湖南、云南、廣西等地電力運行也舉步維艱。

　　記者調研了解到，今冬明春我國南北方將面臨更加嚴峻的供電形勢，不排除極端天氣下局部拉閘限電有擴大化的可能。

　　中電聯預計，今冬明春，全國最大電力缺口將達3000萬至4000萬千瓦，其中華中、華南將最為嚴重。據國家電網預測，今冬最大用電負荷將同比增長10%。在電煤供應緊張情況下，預計11月和12月，全網最大電力缺口分別為573萬千瓦和1119萬千瓦。另據南方電網公司預測，四季度南方五省區電力缺口1400萬千瓦左右，今冬明春電力供應形勢也不容樂觀，明年上半年電力缺口將在1000萬至1500萬千瓦。

　　多重矛盾疊加形成“煤電死結”

　　每年夏季和冬季用電高峰，各省為保障電煤供應，大都通過實施階段性電煤供應指令性計劃、約談、控制電煤外流出省等措施，暫時維系煤炭供應局面。但是，電煤問題也消耗了大量的公共和行政資源，多重矛盾疊加形成了“煤電死結”。

　　一是市場、計劃電煤價差擴大，電廠燃料成本不斷攀升。對電廠而言，到廠電煤包括兩部分，一部分是到廠重點計劃電煤，另一部分是到廠市場電煤，重點計劃電煤價格要低于市場電煤價格，但兩者價格差近些年在不斷擴大。

　　今年前三季度，秦皇島港標準動力煤價平均每噸同比上漲80元。隨著市場電煤和重點計劃電煤價差的擴大，造成了兩大問題，一是重點煤炭合同簽訂量減少；二是即使有了重點煤炭合同，重點煤礦的兌現率也在減少，開口量需要去市場購買，這造成了電廠到廠電煤價格的飛漲。

　　隨著煤炭價格的上漲，電廠的燃料成本不斷攀升。一般而言，煤炭成本占千瓦時電成本的60%至65%，但近幾年電煤價格的上漲，燃料成本占千瓦時電成本的比例逐年上升。記者調研了解到，山東、山西、內蒙古一些百萬千瓦的電廠其燃料成本已經占到千瓦時電生產成本的90%以上，最高的達95%。

　　二是煤電價格傳導機制不暢，電廠持續虧損打擊生產積極性。在無法嚴格控制煤炭等上游燃料價格的情況下，“煤電聯動”是最符合市場經濟邏輯的政策選擇。2004年12月，國家有關部門發布了煤電價格聯動機制，即在不少于6個月的一個聯動周期內，若平均電煤價格比前一聯動周期的變化幅度≥5%，則相應調整上網電價與銷售電價。但在實際執行中，有關部門一再拖延煤電聯動的時間，反而擾亂了電力企業的正常經營。

　　盡管今年上半年上調了15個省份發電上網電價，暫時緩解了煤電矛盾，但電價仍未疏導到位。全國火電企業虧損面繼續擴大，部分企業負債率超過100%，無錢買煤。據統計，五大發電集團2010年全年的火電虧損為137.19億元，但今年前7個月便已虧損180.9億元，火電廠的生產積極性因此受到較大挫損。受此影響，多省缺煤停機嚴重，9月份全國缺煤停機一直在1000萬千瓦以上。

　　由于發電行業整體陷入虧損狀態，目前各地已出現火電項目獲得核準但推遲開工、推遲投產的情況，大唐集團就有三門峽等三個總裝機340萬千瓦的已核準火電項目因資金緊張不開工。據統計，五大集團推遲開工的裝機容量占全部核準容量的13.7%。

　　三是煤礦“賠本買賣”成常態。記者調研發現，一方面是電廠頻頻陷入緊急“煤荒”，另一方面卻是煤炭企業普遍沒有生產積極性。擺在煤礦企業面前的窘境是，電煤與市場煤、省內價與省外價存在較大差距，但是，保障電煤、民用煤、重點企業用煤都是“政治任務”，企業明知是“賠本的買賣”，只能暫時丟掉市場保電煤。

　　6月9日，占貴州電力裝機近一半的8家主力電廠存煤不足一天使用，貴州電網發布全網大面積停電紅色預警。為保障電煤供應，貴州省出臺一系列“硬措施”，甚至“封關”停止煤炭外運，但這些措施卻沒能根本緩解“電煤危機”。

　　通過比較發現，這幾年全國鬧“電荒”嚴重的多是一些產煤大省，如山西、河南、貴州等。事實證明，電煤越是按市場規律辦事，越是有保障。如果允許煤礦銷售一部分煤炭給電廠以外的其他客戶，拉高扯低總體上還能有盈利，可是所有煤炭都要給電廠，導致煤礦企業普遍沒有生產積極性，電煤供應更加緊張。

　　貴州水礦集團副總經理張思明說，供應電煤與市場煤每噸差價300多元，一天損失就是500多萬，現在企業辛苦建立起來的銷售網絡也受到影響。盤縣雄興煤礦礦主劉爾雄說，無論生產不生產，縣里給所有煤礦都下達了電煤任務，可煤礦證照到期了，跑省里一些部門幾十趟也辦不下來延期手續，“合法礦變成了非法礦”，只能從其他煤礦高價買來完成任務。電煤供應的前提是要鼓勵產能，可現在這種局面下，很多煤礦失去了生產積極性。

　　四是行業內部多重積怨不斷加深。記者調研發現，電力、煤炭、運輸等行業之間總在相互指責、相互抱怨，大家都有訴求表達，感到憤憤不平，有些矛盾還十分尖銳。

　　當前，火力發電企業困難最大，呼聲最高。由于近年煤炭成本快速上漲，而電價上調不大，火電企業利潤被“擠壓”，造成全行業大面積虧損。

　　而一些煤炭企業對電廠卻又十分抵觸，認為發電企業“綁架”政府壓低煤炭價格盤剝煤企利潤。內蒙古鄂爾多斯市一家煤炭企業運銷部經理介紹，他們的主要矛盾是鐵路運煤兌現率太低，煤運不出去。為了能“請”到車皮，大家八仙過海、各顯神通，有的“中間人”專門以倒賣車皮計劃謀取暴利，而且手段十分隱蔽，難以查賬。

　　一些煤炭企業還反映，這幾年雖然煤炭效益看好，但各種各樣的收費隨之而來。根據不完全統計，目前正常的運費和各級政府部門征收的稅費和基金等電煤收費項目約30多種，占煤價的35%－50%，估算全國每年在電煤流通環節的收費高達3000億元以上。此外，電煤在運輸環節尚要交納的點裝費、請車費、鐵路計劃費、礦務專線費、過磅費等13項目名目繁多的不合理收費。

　　從源頭破解“電荒” 建立良性機制

　　記得調查發現，多次發生“電荒”最核心的阻礙是我國資源產品定價機制尚未完全理順，上網和銷售電價始終被人為地壓低。據統計，我國工業電價只有世界平均水平的70%，居民電價只有世界平均水平的41%。

　　合理的定價機制應是盡快啟動幾年前就已經提出的發電側競價的上網的方案，鼓勵電力企業積極競爭，不斷節約成本，讓市場來決定上網電價。對于中間輸配環節，應明確輸配電價，以保持公共事業的透明性。銷售端同樣要引進競爭機制，將銷售權下放到多家具有資質的電力銷售公司，通過競爭決定銷售電價。

　　首先，盡快執行輸配分離改革。記者調研了解到，輸配環節雖然形成國家電網和南方電網兩大電網公司，但由于輸配沒有分開，實際上還是寡頭壟斷，配電環節競爭并沒有形成，電網公司是一個絕對的壟斷實體，合理合法地擋在供需雙方之間，成為唯一的“總賣家”和“總買家”。長期以來，電網輸配電成本核算和支出一直是電網企業最“神秘”的領地之一，而這也被認為是打破電網壟斷的核心突破口。

　　只有將電網輸配成本厘清后，決策部門才可根據成本構成科學核定獨立的輸配電價，依據市場原則理順“煤－電－網”價格聯動機制，這對于目前“久病難治”的煤電矛盾將起到實際疏導作用。

　　其次，加強電煤市場監管，嚴格控制各種不合理收費。據國家電監會調查，目前，煤炭從生產地運到消費地電廠，運輸、收費等中間環節的費用占煤價的30%－60%。部分電廠反映，流通環節不合理收費占到50%左右。目前，煤炭流通環節一片亂象，層層轉手加碼，中間環節獲取了合同煤與市場煤之間巨大差價利潤，這幾乎成為行業潛規則。

　　業內普遍認為，有關部門應加強煤炭運輸和收費監管，認真清理各地實行的煤炭限產保價、提價、停供等措施，堅決取締煤炭生產、鐵路及港口運輸企業以及地方政府和部門擅自出臺的各種不合理加價和收費。同時，規范煤炭流通環節，取消鐵路部門收取的點裝費以及各地隨電煤銷售、運輸環節征收的13項不合理費用，清理地方政府成立的、具有壟斷性質的煤炭運銷公司。