一、“糾結”有因2012即將來臨，而此時此刻也正是我國煤電油氣運年復一年的面臨大考的關口。柴油荒陰霾仍未散去，電荒又開始蔓延。而電荒與煤荒如影隨形。受鐵路煤炭運力總體不足等因素影響，煤荒接踵而至。而煤炭的緊俏有可能進一步加劇全國電力緊張形勢。冬季供暖啟動，煤價高企，原本火電就面臨虧損，如今日子更是雪上加霜。山西作為煤炭大省卻是全國發電企業虧損最嚴重的省份。11月，山西多家電廠負責人集體赴京代表山西部分電廠向有關部門提出調高電價的建議。

“ 今年全國煤炭總產量預計可超過3 5 億噸， 比去年多了3 億噸，完全可以滿足市場需求。今年冬天到明年1 月份不太可能出現煤荒。至于電煤供求結構性失衡，過去存在，今年有，以后也會有。”山西省煤炭工業廳副巡視員侯文錦說。然而不缺煤，不意味著不缺電。

據我們調查，虧損的原因主要在于電力體制和煤炭供應、運輸問題。盡管它們都有重點合同煤，但今年國內幾大煤炭企業都重點保障五大電企用煤，致使其他火電企業的重點合同煤違約率最高達70%以上，缺失的煤則被轉為市場交易煤用來出售，以賺取高達每噸100元左右的差價。此外，發電企業越虧損銀行越不愿意貸款，即便能貸款，利率也要在基準利率的基礎上上浮20%-60%。據中電聯分析，1—8月份，火電生產企業利息支出479億元，同比增長25.6%，這是火電虧損的主因之一。

一方面，電煤價格持續高漲，西煤東運、北煤南運的傳統運輸瓶頸尚未解決，使冬季儲煤困難重重。

今年上半年，受電力需求旺盛及水電減發等因素綜合影響，火電生產持續旺盛，電廠耗煤量持續保持高水平，導致電煤市場價格明顯上行。經8月份略有調整后，9月份又重新恢復上漲，進入冬季儲煤期，煤價已重新漲至年內高位。11月9日秦皇島港5500大卡煤約840元/噸，比上年同期上漲約100元。另一方面，銀行利率上升也給電力生產企業的生產經營和電力保供造成巨大壓力。

一邊是堅挺的煤價，一邊是越發電越虧損的電廠，中間伴隨著各地此起彼伏的缺電叫苦聲，今年的煤電矛盾呈現比往年更為糾結的態勢。而隨著冬季取暖用電高峰來臨，全國電力緊張形勢日趨嚴峻。近期在山東、廣東、內蒙古等地調研發現，煤電僵局看似只是煤企與電企之間的博弈，實際是涉及煤炭、電力、運輸和政府監管四方的體制性矛盾。煤電是基礎性行業，不理順煤電關系，將嚴重影響經濟社會健康發展。

但是，火電企業為何虧損呢？與以前長期由于發電裝機容量不足導致的“硬缺電”相比，當前面臨的則是在裝機充裕的情況下的“電荒”也即是“軟缺電”或“制度性缺電”。

山東濟南市東郊的華能黃臺電廠廠長王喜春算了一筆賬：到廠市場煤價將近1000元一噸，昂貴的煤價加上其他費用，一度電的發電成本是0.5元左右，而上網電價是0.4219元，意味著每發一度電就虧損7分多錢。“總資產58億元，負債已達59.9億元，8月份開始貸不到款，資金鏈已斷裂。”王喜春進一步透露，電廠從2006年到現在一直在虧損，預計今年將虧損4億元。由于資金緊張，已拖欠30多家中間商煤款2.2億元，職工工資也要拖后一個月才發放。黃臺電廠只是眾多火電廠的一個縮影。自2004年以來我國煤價累計上漲了200%，而同期電價漲幅不到40%，火電企業利潤被“擠壓”，造成全行業大面積虧損。大唐集團董事長劉順達說，這家發電量占到全國十分之一的大型發電企業，在全國的88家火電廠中已有62家虧損，虧損面達70.5%，其中28家已資不抵債。

從調查的情況看，一些價格相對便宜的重點合同電煤兌現率不高。“由于煤炭話語權增強，往往不能嚴格兌現重點電煤合同的銷量和價格。”山東省經信委經濟運行局局長邱青森說。預計今年全國消耗電煤約19億噸，其中約7億噸為價格較便宜的重點電煤合同量。國家電監會調查發現，這些重點電煤合同的兌現率不到50%，而且煤質下降和各種摻雜使假現象嚴重。

由于山西、河南、湖南、貴州等省缺煤停機嚴重，造成的電力供應缺口已影響局部地區經濟健康發展，今年以來共有17個省份采取了拉限電和錯避峰用電的措施。“缺電導致全省工業經濟增速明顯下滑，8月份后規模以上工業增速在全國的位次較年初連降八位。缺電還直接影響了一些大項目的落地。”湖南省經信委主任謝超英說。

那么是誰推高了煤價呢？今年以來，市場化的煤價在需求旺盛的情況下一路高漲。“往年春秋淡季，煤價還有兩個下行曲線，今年真是一路向上。”我國最大發電企業華能集團的副總經理寇偉嘆道，煤炭行業平均噸煤利潤率高達30%。他還認為，當前煤炭集中度提高，各地政府和大型煤炭企業控制煤炭產量和價格的能力增強，易出現淡季“控產保價”、限制電煤出省等不利現象。

“電力與煤炭企業通過中間商簽合同，煤電雙方都有代理，中間商從中協調電煤與車皮，灰色地帶太大。”山東煤炭運銷協會顧問李繼會說，目前煤炭流通環節亂象叢生，中間環節層層轉手加碼，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。

和火電企業演雙簧戲想把政府和消費者逼到懸崖邊的“角”們在這場電價倒掛的荒誕劇中又是怎么演他們的戲的呢？據觀看過這場戲的媒體記者的描述，“角”之一的煤炭企業是大喊冤枉。中國煤炭工業協會政策研究部張勇表示，煤炭企業在全力供煤，而且作為市場的一部分，煤炭企業具有選擇權。“煤炭企業憑什么要低于市場價格供煤？”張勇反問媒體。

而大型能源基礎設施建設的滯后，則助長了煤電矛盾的蔓延。近日在新疆哈密地區看到，這里是我國煤炭資源西煤東運、西電東送的重要能源基地，但由于鐵路、公路及遠距離輸電線路建設滯后，導致一些外來投資者雖占據大量煤炭資源，但遲遲難以動工。

煤炭資源“圈而不探、探而不采”的現象十分普遍。

“電煤價格高企，沒能帶動煤炭產量的增加；電力需求旺盛，也沒有提高電力企業的發電動力。”國務院政策研究室綜合司副司長范必指出，癥結在于目前煤電運環節都存在計劃與市場的雙軌制，使得市場機制、價格機制在生產經營中的自動調節作用受到抑制，以致長期陷入煤電輪番漲價的惡性循環怪圈。

那么應該如何打破煤電僵局呢？高企的電煤價格、不斷擴大的用電缺口以及火電企業持續虧損，使得今冬明春的用電形勢很不樂觀。電力部門對上調電價、進而推進電價改革的呼聲愈加強烈。

國家發改委宣布：從12月1日起，銷售電價每度平均上調3分錢。各方似乎都把電力漲價當成了解決電荒問題的妙方。不過，在我們看來，盡管10月以來物價迎來拐點，但電價上調依然不是解決問題的好方案。更嚴重的問題還在于，作為公共品的電力價格上調波及面很大，將推動所有行業的價格上漲。根據研究，這很可能會推動實際CPI達到10%以上。

廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示，上網電價調整3分，對實體經濟影響有限。不少業內人士認為，此時方調整上網電價與C P I的下降存在一定的關聯；此外，保護發電企業的積極性，保證冬季用電供應也是一個重要因素。畢竟，一想起往年寒冷冬日的電荒，還是不由得讓人打個冷戰，電價上漲似乎是“逼不得已而為之”的。中國能源研究會副秘書長俞燕山則強調，解決煤電矛盾的根本出路是電力市場化改革。目前中國電力供應存在區域性、時段性工序缺口，煤電價格機制不順是主因，電力企業利潤波動較大，定價機制有待調整。為此，建議今后加強電煤市場監管，建立電煤價格的約束機制，完善和落實煤電聯動政策，鼓勵煤企、電企互相融合，取消計劃電量分配機制以及加快推進大用戶直購電等。

10月份C P I數據大幅下降至5.5，達到今年5月以來的最低水平。表面上通脹形勢趨于緩和，可近三個月C P I的持續走低，其重要原因不過在于食品價格的回落，食品價格同比漲幅從一個月前的13.4%下降至11.9%。我們應當看到，農產品價格在C P I統計中所占權重較高，而社保體系，如教育、醫療、住房、交通等消費都沒有引入倒C P I統計中。雖然此次電價調整有可能不會“驚動”居民用電，但是這種局面恐怕也是難以持久的。而且，電價調漲也必然會傳導到工業品上面，普通居民的消費支出也難免要受到影響。

此外，從生產企業方面看，電價是非常重要的生產要素價格。當下，企業，特別是小微企業面臨的生存環境比較嚴峻，宏觀上還是總體緊迫。電價的調整無疑會加重生產成本，造成企業更大的困難，3分錢的微小調整幅度預期也表明政策顧慮重重。

2011年，全國缺電形勢比較嚴重，煤價步步飆升，造成了緊張的電煤供求格局。據國家電監會發布的信息，截至11月，全國日缺煤停機容量最大達到近1600萬千瓦，云南、貴州、四川、湖南、重慶等省發電企業電煤庫存平均可用天數已下降至警戒線7天以下。針對愈發緊張的電力形勢，許多專家呼吁盡快實施市場化價格改革，理順以煤炭、電力和水價等為核心的能源價格“雙軌制”。這一步遲早是要做的，畢竟單純的價格調整不是解決煤電價格矛盾的出路和根本辦法。

中電聯統計部主任薛靜認為，適度上調電價對實體經濟造成的影響有限，但可遏制火電企業的巨虧狀態。“目前電價上調，一是因為C P I的下降留出一定的漲價空間；二是可以抑制高耗能企業等不合理用電需求，促進節能減排；三是要保護發電企業的積極性，保證冬季用電供應。”此前一輪電價調整發生在上半年，4月10日12個省份的上網電價平均上調每千瓦時2分錢，兩個月后15個省份的工商業、農業銷售電價平均每千瓦時上調了1.67分錢，卻仍難彌補電價缺口。

據多方訪問，多數業內人士認同，在目前電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下，調整電價、煤電聯動機制只是解決煤電矛盾的短期措施、只是治標不治本。

“現階段除了漲價之外，解決煤電問題一要實行煤電聯動，在不調終端銷售電價的前提下上調上網電價，電網的漲價壓力由國家補貼來消化；二要控制煤價上漲，對煤炭企業征收特別收益金用于補貼電網。”中電聯行業發展規劃部副處長張衛東建議。

的確，從2008年三季度以來，由于煤價的不斷高漲，火電企業開始出現虧損，發電積極性大為下滑，尤其到今年，電荒早在淡季就出現了。國家電監會近期更是預警稱，中部六省份今冬明春或將面臨有史以來最嚴重的電力短缺，預估今冬電力缺口仍會高達2600萬-4000萬千瓦，部分省市將再次面臨拉閘限電的考驗。央視在11月初也曾披露出現了17個省市要拉閘限電的局面。

新近剛剛完成電力央企巨虧問題調研的國資委顯然也明白了這個道理。據消息人士透露，國資委在報告中希望能夠再次啟動煤電聯動，而不是單純調整電價，因為電價調整對于五大發電集團現在的狀況助益不大，按照以往調價的經驗，往往在電價調整之前，煤炭價格就通過上漲迅速吃掉了電價調整給發電企業帶來的收益。

今年中國已兩次上調電價，但仍未改善電荒和火電企業虧損狀況，反而帶給煤價上漲以借口，抵消電價上漲的效果。五大電力公司的股價走勢也是如此。

電價調整傳聞一出臺，股價上調，但次日的煤價上調的消息又把股價打回原形。

事實上，美國電價最便宜的五個州的電價平均也不過0.55元/度，比中國的工業用電要低不少。但為什么美國能夠維持呢?重要的原因還在于它們的煤電價格是市場化的。而中國的資源多由國有企業所掌控，最近幾年煤炭領域更是刮起了國進民退狂風，壓縮了煤炭的市場化水平。而9年前啟動的電力體制改革，在廠網分離后，競價上網的市場機制遠未建立。

短期的電價上調不能從根本上解決電煤倒掛問題，甚至還會加劇緊張局面，而且還會強力帶動C P I上漲。如果不能有效地推進資源價格的市場化改革，以及打破國企壟斷的經濟體制改革，煤電倒掛現象就不可能得到糾正，電荒也將愈演愈烈，大面積的拉閘限電不可避免。

針對可能存在的煤電聯動后煤炭跟風漲價的循環漲價怪圈，業內人士建議，如果煤價漲得太快，應納入臨時干預范圍，建立調價申報制度，或者通過征收暴利稅等方式遏制煤炭的漲價沖動。長遠看，打破“電荒”困局的最終指向是推進電力體制改革，逐步形成科學合理的電價形成機制。“對煤電這類生產資料行業，國家對其改革方向歷來是明確的，那就是建立全國統一的、開放的市場體系，清除分割、封鎖市場的行政性壁壘，營造公平競爭的市場環境，建立以市場形成價格為主的價格機制。”范必說。

“十二五期間最有條件推動的是電力體制改革。”國務院發展研究中心產業部部長馮飛認為，電力體制改革關鍵在三點：一是改革定價機制，不是簡單的調價而是形成合理的價格形成機制；二是在電網壟斷領域引入有效競爭；三是進一步理順政府、市場和企業的關系。

大多數專家在接受我們訪問中認為，每年兩次用電高峰，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6 0 %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。通過調研了解到，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。我們調研發現，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。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。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。

二、煤炭經濟地理加速西移

煤電運矛盾會更加突出我國能源供需“逆向分布、一分為二”的現實，也是導致煤炭長途運輸、價格攀升的重要原因。國家電監會一份調研報告顯示，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到煤價的30%－60%。部分電廠反映，僅流通環節不合理收費就占到中間環節費用的50%左右。

與此同時，煤炭生產布局快速向西部轉移，煤炭產能建設持續快速增加，煤炭運輸瓶頸、環境壓力、潛在產能過剩等問題也日益呈現出來。另外，“十二五”期間，中國電力需求結構將發生明顯變化，工業用電比重將不斷下降，而居民生活用電將以一成二到一成三的增長率持續增長。到2015年居民生活用電占全社會用電的比例將上升到一成五。值得注意的是，在電源建設方面，“十二五”仍將優先發展火電，加快西北部煤炭資源豐富地區煤電基地建設，推行煤電一體化開發。預計期間火電開工規模3億千瓦，其中煤電基地開工2億千瓦。

在煤炭生產開發布局上，國家采取“控制東部、穩定中部、發展西部”的發展方針。“十二五”期間，新開工煤礦規模，東部占5%，中部占22%，西部占73%。隨著煤炭經濟地理格局的變化，資源稟賦與經濟發展逆向分布進一步加劇，資源地環境保護、運輸瓶頸等問題也將加劇。我們注意到，在規劃中，鐵路運力仍是“十二五”煤炭產業瓶頸。“目前，國家規劃建設、擴能改造的鐵路項目，多在“十二五”之后投入運營。煤炭運力仍不足。”中電聯煤電行業研究人士對《能源思考》說。

為解決煤運難題，“十二五”規劃提出大力發展現代煤炭物流。“合理布局煤炭主產區集運系統、中轉區儲運系統和消費區儲備系統等大型煤炭物流基礎設施建設。發展交易中心，培育大型物流企業，提高煤炭長期穩定供應保障能力。”“十二五”期間煤炭資源集中度將進一步提高，西部大基地、大企業成為國家煤炭供應的主要來源。

“十二五”規劃提出，“加快全國14個大型煤炭生產基地建設，基地內煤炭產量占全國的90%以上；形成10個億噸級、10個5000萬噸級的特大型煤炭企業，煤炭產量占全國60%；全國煤礦數量減少到1萬處以下。” “十二五”期間，國家推進煤炭生產和利用方式變革，實施能源總量控制措施，煤炭在一次能源消費結構中的比重將有所下降，由目前的70%以上逐漸下降到65%左右。

在煤炭生產開發布局上，國家采取“控制東部、穩定中部、發展西部”的發展方針。“十二五”期間，新開工煤礦規模，東部占5%，中部占22%，西部占73%。一位接近國家能源局官員說：“國家將嚴格按照上述規劃布局審批項目。計劃東部不增加產能、中部新增產能2億噸，西部新增產能5億噸。”規劃提出，以14個大基地為重點，加大找礦力度，提高地質勘查質量。14煤炭基地即為，神東、晉北、晉東、蒙東、云貴、河南、魯西、晉中、兩淮、黃隴、冀中、寧東、陜北、新疆。在晉陜蒙寧新煤炭資源開發條件好的地區，重點建設千萬噸級的大型現代化煤礦，在東部和中南部重點建設大中型現代化煤礦，在西南重點建設安全高效礦井。

我國能源供需“逆向分布、一分為二”的特點，決定了西電東送、西煤東運、北煤南調等能源輸送戰略的長期性，而今年以來我國局部“電荒”的持續蔓延，更加凸顯我國鐵路運輸方面的瓶頸制約。近日在我國能源產區考察時發現，山西、內蒙古、寧夏和新疆等省區煤炭資源儲備豐富，但當地煤炭資源外運受限于有限的鐵路及公路條件，外運成本居高不下，這也是導致目前東南沿海等地區煤價堅挺的重要原因。

由于鐵路運量大、價格低，具有經濟、環保特性，在我國西煤東運、北煤南調中發揮著主力軍作用。

據濟南鐵路局運輸處常務副處長姜洪濤介紹，今年預計全國鐵路運量22.6億噸，同比增加2.6億噸，增長13%；鐵路運輸預計占到煤炭運輸總量的66%。

從“十一五”開始，國家加大了對鐵路建設的投入。2010年，中國鐵路運營總里程達9萬公里，規劃到“十二五”末，總運營里程達到12萬公里，排世界第二位。然而，西北鐵路建設遠遠滿足不了煤炭外運要求，導致局部地區經常出現煤炭偏緊的狀況。

目前，與內地較大的煤炭需求相比，“疆煤東運”能力仍顯缺口。業內人士認為，采取“輸煤輸電并舉，加快發展輸電”的策略，是打破我國能源供需“逆向分布”制約的戰略選擇。而除加快鐵路建設外，還應考慮建設特高壓線路。來自新疆煤炭工業管理局的數據顯示，新疆煤炭儲量預計占全國煤炭儲量的40%。如果規劃中的五條特高壓線路全部建成，“十三五”末新疆對外輸電能力最高可達4450萬千瓦，每年可就地消耗電煤1.3億噸。當前，跨區輸電已有力緩解廣東、上海、山東等省市的火電緊缺局面。據山東電力集團公司介紹，借助“外電入魯”工程，今年來自寧夏東部的近300億度電為本省迎峰度夏發揮了支撐作用。

三、理順矛盾

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。

北京工商大學證券期貨研究所所長胡俞越11月28日在微博評論許小年的微博時稱，“市場煤與計劃電的矛盾糾結博弈了20年，至今呈愈演愈烈之勢。山西的電廠一直在抱怨，坐在煤堆上沒煤燒?，F在又進一步演變成計劃與市場、地方與中央、部門與部門、部門與公眾利益的沖突。今年的電煤荒又是人為因素造成的。是否提高電價，靜觀其變。”中歐國際工商學院教授許小年11月28日在微博寫道：“【抽象的國家利益碰上具體的部門利益】山西電廠集體進京，以虧損為由，游說中央提高電價。

山西的電廠、煤礦都是國有的，省政府為何不協調降低煤價，以避免電力漲價？要知道電價連著全國的物價?？磥碇挥芯唧w的煤、電部門利益以及公眾利益，而無抽象的鐵板一塊的國家利益。平衡多元利益，靠北京或市場？”“電荒”問題始終得不到有效解決，癥結在于扭曲的運行機制。我們當前實施的是“一頭放開、一頭封死”的電管體制，一方面是“市場煤”，另一方面是“計劃電”，政府撒開“煤價”運作的韁繩，卻把電價管死，無疑把自己置于兩難境地，行政手段調控也往往是能力有限，縛手縛腳?？磥?，僅僅以單純行政手段調整電價，意圖解決煤電難題，而缺乏與之相對應的市場化改革和體制機制調整，無異于“前門送狼，后門迎虎”，問題仍在，癥結猶存。要知道，這些矛盾終究是要由老百姓來買單的，對我國的經濟運行和長遠發展也是相當不利的。事實上，現有產供電體制也存在不少矛盾。上游煤炭市場競爭相對充分，而電力的下游市場處于高度壟斷狀態。供電部門“一棟高樓、兩套體制”，既是名義上的企業，又具有政府電業管理職能，便形成了這樣一種局面電力生產企業嚴重虧損，而供電系統卻是“盆盈缽滿”，高樓起得是直沖云霄，兩頭福利對比也是“天上人間”的差異。

中國人民大學經濟學博士馬濤曾撰文指出，在我國由計劃經濟向市場經濟轉型的過程中，在能源領域形成了一種有別于橫向價格雙軌制(或“產品價格雙軌制”)的縱向價格雙軌制(或稱“生產過程價格雙軌制”)。馬濤認為，縱向價格雙軌制是引起“電荒”問題的矛盾之源，而要破解必須是以縱向思路解決縱向問題。馬濤提出， 放開煤價，管死電價，違背市場規律。如果煤炭價格必須反映能源稀缺和環境成本，電價也必須同步反映。從長遠看，走徹底的市場化改革道路是解決煤電矛盾的唯一和根本出路。

調查發現，在“7年來最嚴重電荒”的背后，我國電力產能閑置卻造成了驚人的浪費。“總體平衡”的同時，火電廠不能開足馬力、跨區輸電不能調劑余缺的現象表明，跨區輸電通道不暢問題依舊嚴重，解決“制度性缺電”刻不容緩。國家電網公司提供的數據顯示，今年迎峰度夏期間，華北、華東、華中電網電力缺口3000萬千瓦，而東北、西北電網電力富余2700萬千瓦，“受端缺電”與“送端窩電”并存。而若再加上“窩電”更嚴重的內蒙古蒙西電網，富余電力總量超過3500萬千瓦，足以彌補上述電力缺口。

內蒙古是全國火電裝機容量增長最快、總量最大的地區，截至目前，內蒙古電力總裝機容量約7000萬千瓦，居全國第一位，然而作為全國最大的電力外送基地，內蒙古西部電網已經連續6年未建一條外送通道。在內蒙古電力公司了解到，僅蒙西電網供電營業區的8個盟市閑置的發電裝機容量就有數百萬千瓦，其中包括大量“不用白不用”的風力發電機組，每年因發電機組閑置帶來的貸款利息一項就超過20億元。龍源電力股份有限責任公司總經理齊來生說，龍源電力在內蒙古電網營業區內風電裝機容量共70萬千瓦，如果不受限制，全年可以發電15億千瓦時，實際發電量只有13億千瓦時，損失利潤1億元。隨著冬季采暖期的來臨，為了保證熱電聯產機組的運行，風電的“棄風”問題將更加突出。

寧夏回族自治區的“窩電”現象也越來越嚴重，國家電網寧夏電力公司總經理崔吉峰說，目前，寧東煤電基地還在加快開發建設，主要在建的電源項目將于今年全部投產，全區電力裝機將達到1900萬千瓦，在滿足向山東送電的情況下，裝機富余700萬千瓦。

除設備閑置外，在一些“不缺電”地區電力使用中的浪費同樣驚人。我們了解到，為解決“窩電”問題，一些地方政府推動富余電力“就地消化”，客觀上刺激了高耗能工業的發展。

近年來，為了“買電”，北京、上海、山東等缺電省市紛紛與內蒙古簽署輸電協議，但因為無法實施成了一紙空文；為了“賣電”，內蒙古曾建議加快外送通道建設，但至今仍沒有變成現實。就在被余缺雙方都視為“救命稻草”的輸電通道建設遙遙無期時，另外一些并不“緊急”的跨區輸電通道項目卻迅速上馬、順利建成。2006年8月，山西至湖北100萬伏交流特高壓試驗示范工程獲批，當月開工建設，28個月后投入運行。這一投資50多億元的“世界首條100萬伏特高壓輸電線路”運行近三年來，并沒有在愈演愈烈的“一半是電荒、一半是窩電”中發揮作用：山西省與湖北省一樣，都是全國缺電最嚴重的省區之一，沒有多余的電可供外送。和聯接兩個缺電地區的通道一樣尷尬，有的新建跨區輸電工程則聯接了兩個電力同樣富余的區域。2010年9月，投資60多億元、連接內蒙古呼倫貝爾和遼寧的±500千伏直流工程竣工投運，每年可向東北地區的負荷中心輸送180億千瓦時的電量。但作為目標市場的東北電力市場供大于求，近年來發電機組年利用小時數逐年降低。

除了項目建設滯后、新建工程“無用武之地”外，跨區輸電“通而不暢”的現象更加令人深思。在蒙西電網統調的一些發電企業都可看到一份電網公司發來的通知：從7月1日起，華北電網取消了蒙西電網外送電力的臨時交易。據內蒙古電力公司負責人介紹，蒙西電網通過兩個通道共四回向華北電網送電，最高送電能力可達430萬千瓦，稍加技術改造，可以達到4 9 0萬千瓦。執行通知后，外送潮流最低降至197.5萬千瓦，能力閑置超過200萬千瓦。在減少蒙西電網向華北電網送電的同時，華北電網缺電形勢更加嚴峻。根據國家電網綜合判斷，迎峰度冬期間，公司經營區域最大電力缺口達到2800萬千瓦左右，其中華北電網450萬千瓦，若電煤供需矛盾進一步加劇、且出現持續極端低溫天氣，電力缺口將進一步加大。

目前電網建設滯后，首要問題是關于跨區輸電用特高壓交流還是直流的“技術路線之爭”。國家電網公司試圖用特高壓交流將華北、華東、華中三大區域電網聯成一個統一運行的獨立電網(下文簡稱“三華”電網)，并希望將此意見寫入電力發展“十二五”規劃。但一些電力專家強烈反對，認為這樣做不安全、效率低、浪費大、占地多、技術不成熟，并將進一步強化已經高度集中的電網壟斷體制。

一些業內人士提出這樣的質疑：國家電網公司堅持用特高壓交流的方式，最重要的一個理由是交流從技術要求上必須是“全國一張網”的運行方式，有利于國家電網公司保持壟斷地位；而直流特高壓則只能實現遠距離輸電，而無法形成完全意義上的統一電網。有關專家認為，不能因為對輸電技術方案認識的不統一，或因為部門間利益的“較量”而耽誤了跨區輸電項目的審批與建設，進而讓“制度性缺電”在更大范圍、更長時間內肆虐。建議國家加強執行力，確保政令暢通，盡快用行政手段打通已有送電通道的“梗阻”；同時推動電網建設、投資、運營領域的深入改革：

①組建新的電力改革推進機構。電力市場化改革，是利益在不同群體、部門、地區、行業的重新調整，需要有相對超越的權力、管理部門去推動。“電荒”的問題出在價格上，而價格的問題出在行政審批體制上。要解決我國電力改革中的種種問題，就必須加大對行政壟斷體制改革的推進力度。如果讓舊體制下管制和行政審批的利益者來主導電力改革，囿于種種利益鏈條的捆綁，必然不可能放棄現有的模式。

②推進電網改革，逐步壯大區域電網公司。2002年“5號文件”在業內深入人心，根據5號文件規定，電網企業實行投資多元化，產權股權化，管理公司化的改革，壯大區域電網公司，打破電網壟斷，使區域電網公司享有法人財產和獨立自主經營權利，將區域內的省級電力公司改組為分公司或子公司，負責經營當地相應的輸配電業務。

③加快進行電力輸配分開的改革。目前我國電網企業仍處于“全部電力的唯一購買方和銷售方”的壟斷地位，其收入都來自發電企業上網電價和終端用戶電費之間價差?？梢越梃b發達國家的做法，逐步取消電網作為單一購買方的“競價上網”辦法，代之以全部電量都由發電商與用電戶或配電商簽訂各類購電合同、自行商定電價的方法。經營輸電網絡的企業不再被允許“買賣電力”，而只能做“傳輸電力”業務。

我們通過調研了解到，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。

④ 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。

因此，要進一步深化電力體制改革，加快電力市場化改革進程，在堅持放開煤價的基礎上，積極創造條件，盡快形成競價上網的定價機制，并實行上網電價與銷售電價的市場聯動，將發電市場和終端用戶緊密連接起來，讓電力用戶體會和感受到發電市場甚至是煤炭市場的波動變化，讓價格充分反映市場供求的變化及資源的稀缺程度。這種“穩定一頭、加快改革一頭”的縱向思路是正確解決縱向問題的對癥之方。

四、根本解決之道

油荒、電荒、煤荒、氣荒、運荒等等用“一荒未平，一荒又起”來形容我國當下的能源供應形勢并不過分。能源供應的短缺，不僅嚴重干擾經濟運行，亦使百姓生活受到較大影響。更飽受詬病的是，盡管多“荒”并存的局面早已為人所預見，卻年年如期而至，成為一大頑疾。高度壟斷的能源市場和嚴格管制的能源價格才是“荒”之根源。無論是煤電還是油氣市場，均是極少數央企的天下，由此導致能源供應主體單一化和有效競爭缺失。這種壟斷下的市場，必然要求政府加強價格管制，而價格管制使得價格無法真正反映供求關系，進一步扭曲了運行體系，以至于國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山近期表示，市場經濟在很多行業發揮著配置資源的作用，但是市場經濟在能源行業幾乎沒有發揮作用。歐洲國家在90年代就在電力管理中引入市場機制，發、輸、配、售電分業經營，而在我國，市場競爭完全是一種企業之間為了擴大規模的競爭，是一種不負責任的競爭，帶來的是越來越沉重的負擔和積累不合理的因素不斷擴大。以氣價為例，目前國內天然氣價格僅相當于進口天然氣價格的一半左右，倒掛至此，如何不“荒”？

一直以來，出于能源安全考慮，我國的能源市場被少數央企牢牢把持，能源價格亦在政府掌控之中，但帶來的結果是能源供應頻頻出現短缺。破除壟斷、引入競爭、放開管制才是市場真正所需，而當務之急是理順能源價格。就煤電價格而言，合同煤應逐漸退出，電價應適度上調；就油氣價格而言，重要的是建立一個完善的成品油和天然氣定價機制，與國際市場接軌。壟斷破除，價格理順，油荒、電荒、煤荒和氣荒才不會頻現。 此外，從長遠看，有關部門應對我國各個地區能源建設進行統籌安排、戰略布局，避免為了解決能源而長途迂回運煤，結果消耗了更多能源的尷尬局面。

進入21世紀，面對中國經濟進入新一輪高速增長周期的能源瓶頸，中國已處于重新考慮能源發展戰略的關鍵時期。要完成中國政府確立的到2020年實現全面建設小康社會，2030基本實現工業化和2050年實現現代化的戰略目標，必須堅持把能源作為經濟社會發展的戰略重點。

制定中國能源發展戰略，解決中國能源問題，要堅持從中國國情出發，尊重自然規律和經濟規律，借鑒國際經驗，走中國特色的能源發展之路。中國必須以“提高效率，保護環境，保障供給，持續發展”作為中國能源發展戰略的構建依據。根據“提高效率，保護環境，保障供給，持續發展”的中國能源發展戰略的構建依據從中國能源的供給和需求兩個方面考慮，我們可以把未來40年中國能源發展戰略的基本構想做這樣一種表述：節能效率優先，環境發展協調，內外開發并舉，以煤炭為主體、電力為中心，油氣和新能源全面發展，以能源的可持續發展和有效利用支持經濟社會的可持續發展。之所以提出這樣一種中國能源發展戰略，就是要表明，解決中國能源問題的發展戰略必須堅持從中國國情出發，尊重自然規律和經濟規律，借鑒國際經驗，充分利用國際國內兩種資源和兩個市場，走中國特色的能源發展之路。

一是要保障國家能源安全。國家能源安全是指能源的經濟安全（供應安全）和能源的生態安全（生產和消費安全）。前者是指國家生存與發展正常需求的能源供應保障的穩定程度；后者是指能源的生產和消費不應對人類自身的生存與發展環境構成任何大的威脅。能源安全是一個全球性的問題。全球能源安全與否對全球經濟興衰關系重大，對全球生態環境影響極大。

中國能源安全問題并不僅僅只是能源供給總量與需求總量的矛盾，而且是由清潔能源需求剛性上升而供給嚴重不足所引發的結構性矛盾，這是中國能源安全問題中的主要矛盾。石油短缺是中國國內能源安全主要矛盾中的主要方面。中國能源安全不僅面臨能源供應安全的緊缺風險，而且存在能源生態安全的很大壓力。應對中國能源安全問題，必須保障能源供應，提高能源效率，節約能源資源，調整能源結構，改革能源體制，加強能源合作。應對石油安全挑戰，中國應采取降低石油進口依賴，積極參與國際石油市場的競爭，加強國際石油領域的合作。

二是要調整和優化能源結構。堅持以煤炭為主體，電力為中心，油氣和新能源全面發展的戰略，與上世紀80年代提出的以煤炭為主的能源戰略思想絕不是簡單的重復，它是當前中國能源發展的重中之重，其核心內容是調整和優化能源結構，實現能源供給和消費的多元化。要使中國的能源資源得到最有效的配置和利用，關鍵是要準確把握它們之間的比例關系，在未來有一個科學的并趨向量化的使用標準。發展低碳經濟中國必須調整能源結構，建立低碳、清潔、高效、多元的能源結構，實施科學、綠色、低碳能源戰略。加快能源結構調整，減少化石能源消耗，增加新能源與可再生清潔能源比重，實現能源結構多元化，減少C O2、S O2、N O x及煙塵顆粒物的排放，對于中國發展低碳經濟至關重要。

加快推進中國能源結構的戰略性調整，就是要在中國現代化建設進程中，減少對石化能源資源的需求與消費，降低對國際石油的依賴，降低煤電的比重，加快潔凈煤技術的研究與開發，繼續發揮煤炭能源的作用，加快發展太陽能、風能與生物質能等新能源，大力發展水電與核電，充分支持海洋能、核聚變能等未來新能源的研究與開發，建立中國可持續發展的能源體系。面對新能源與可再生能源發展現狀，中國政府當務之急就是要建立一套完整的新能源與可再生能源技術發展路線圖，盡快整合現有產業資源，把現有資源、扶持政策體系及未來十多年的能源投資格局理順，打造高效率的新能源與可再生能源發展的寬松環境，占領世界能源發展新高地。

三是要把節約能源提高效率放在首位。能源的開發和利用狀況，是衡量一個國家經濟發展和科學技術水平的重要標志。發達國家都把提高能源利用效率作為其能源發展戰略的重要目標和措施。解讀中國能源發展戰略，提高能源的開發和利用效率應擺在首位。

中國在20世紀80年代提出的“節約與開發并重，把節約放在優先地位”的能源發展總方針，仍然是構建中國能源發展戰略的重要依據。節約能源已經被專家視為與煤炭、石油、天然氣和電力同等重要的“第五能源”。盡管在過去的30年里，中國已在能源利用上取得了G D P翻兩番而能源消費僅翻一番的令世界矚目的成績，但是中國能源消耗仍然浪費嚴重，節能潛力巨大。能源效率低是制約中國經濟社會發展的突出矛盾。不節約能源、提高能效，單純依靠加大能源建設力度的辦法無法從根本上解決中國能源問題。中國提高能源效率有著巨大潛力，也是保障能源安全的當務之急。

然而，要從根本上解決中國能源問題，必須選擇資源節約型、質量效益型、科技先導型的發展方式，牢固樹立和認真貫徹科學發展觀，切實轉變經濟發展方式，堅定不移地走新型工業化道路。要根據中國以煤炭消費為主的能源結構向未來多元化的能源供應體系轉變的變化特點，建立能源節約、低碳排放、經濟高效的能源消費方式和經濟發展方式。要大力調整產業結構、產品結構、技術結構和企業組織結構，依靠技術創新、體制創新和管理創新，在全國形成有利于節約能源的生產模式和消費模式，發展節能型經濟，建設節能型社會，進一步提升國際競爭力，促進經濟社會又好又快發展。

四是要緊跟世界能源發展趨勢，及時轉變能源發展戰略。人類社會已經經歷了薪材時期、煤炭時代、石油時代三個能源時期，由于天然氣及水電、核電以及其他可再生能源和新能源的興起，人類社會目前正處在新的能源轉變的過程中，世界能源發展已步入一個新的變革時期。

由于全球性的能源安全、環境保護和氣候變化的需要，使新能源與可再生能源的發展在全球范圍內迅速升溫，大規模地開發利用新能源與可再生能源也成為世界各國能源發展戰略的主流。從世界范圍來看，各國學者和政府在進入21世紀后，對新能源與可再生能源的發展給予了高度關注，提出了一系列的政策措施。人類即將面臨能源崩潰，石油絕對頂峰來臨、高通脹一觸即發，人類將陷入能源爭奪大戰。應該建立起發展可替代能源的全球機制，正如20世紀30年代經濟大蕭條中的巨變一樣，實現國際金融危機后的巨變，人們需要建設新型能源設施。

2003年，英國政府發布《能源白皮書》提出，要在市場框架和政策相互影響下，實現能源多樣性的發展戰略。到2010年，100多個國家制定了與可再生能源發展相關的目標或政策。在過去3年，許多國家發布了到2020年可再生能源或電力比重實現15%至25%的目標。

2010年1月26日，美國總統奧巴馬在發表國情咨文演講時提出，美國將可利用生物燃料來打破對原油的依賴性，在2015年以前成為第一個擁有100萬輛電動汽車的國家；在2035年以前通過清潔能源資源來提供80%的電力。2011年3月30日，奧巴馬在華盛頓喬治城大學Georgetown University就美國能源安全計劃發表演講時更是坦言，“其他國家在大力發展清潔能源，因為他們知道誰領先21世紀的清潔能源技術，誰就帶領21世紀的經濟。”中國要抓住機遇，迎接挑戰，緊跟世界能源發展趨勢，及時轉變能源發展戰略，保證中國能源的可持續發展。