2011年“電荒”提早出現，外界大肆渲染其嚴重程度將超2004年。然而經過對相關數據分析，筆者發現社會用電需求激增、供電用電地區錯配、煤電聯動機制欠缺等都非今年“電荒”的主要原因。電企希望電力價格提高或為真實原因。未來只有加大電力市場化機制改革力度才能根本降低“電荒”出現的可能。
　　
　　今年“電荒”提早來到
　　2011年電荒提前到來。今年的電荒在2、3月已經初顯苗頭，最早的廣東佛山已經從2月15日開始實施限電措施，進入4月份后，預警更是持續不斷升溫。
　　不少媒體和專家預測，今年將是近幾年電力供需形勢最為緊張的一年，中國電力企業聯合會在2011年第一季度《全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告》中指出，2011年全年，全國用電量預計在4.7萬億千瓦時左右，尚有3000萬千瓦的缺口，其中，京津唐、河北、上海、江蘇、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重慶等10個省級電網將出現電力供需緊張局面。
　　
　　導致電荒的原因
　　用電需求增加不是導致電荒的主要原因。無論是從社會用電需求總量還是增長幅度來看，2011年1~4月的用電需求不應導致全國范圍內的電荒（詳見下圖）。根據國家能源局公布的數字，今年一季度全口徑全社會用電量累計14675億千瓦時，同比增長12.4%，基本屬于正常增長；且中國電力建設每年都在不斷增加，理論上新增裝機容量足以應付目前的用電增長。
　　來自電監會的報告顯示，中國電力裝機容量已從2006年的6億千瓦，增加到2010年底的9.6億千瓦，但火電機組平均發電小時數卻在逐年降低，從2006年的5600小時，跌到2009年的4800小時，去年雖小幅反彈至5031小時，但仍遠低于2004年同期的水平。
　　發電設備利用率并沒出現大幅度攀升也顯示目前的電荒并非整體供需的缺口。今年1~4月全國發電設備累計平均利用小時為1530小時，比上年同期提高21小時，這一數據提高幅度不大；2004年的缺電原因主要是電源不足導致的電力緊張，全國裝機不足，火電發電機組利用小時達到5991小時；而預計2011年火電利用小時將在5400小時以下，也將明顯低于2004年水平。
　　諸多火電企業不出力。數據顯示，在大面積限電的湖南，全省1417萬千瓦統調火電機組中，目前可供出力的僅有700萬千瓦的機組，相當一部分火電機組處于檢修狀態，發電大省河南省火電裝機容量超過5000萬千瓦，但卻有1200多萬千瓦的裝機處于檢修狀態。一些發電企業因虧損不愿意發電，讓發電機組閑置，或采取停機“檢修”的做法，說明發電企業尤其是火電企業出力不足導致缺電。
　　發電資源與用電企業地區分布失衡也并非本次電荒的主要原因。發電資源如煤和水主要集中在西北、西南，主要用電地區則在東部沿海，大規模、長距離、跨區域送電的能力缺乏的問題長期存在而非今年所特有。且由于部分企業，尤其是電解鋁等高能耗企業向中西部轉移已經在改變用電企業遠離發電企業的局面，應該說起到了緩解局部地區電荒的作用。
　　在通脹大背景下，電企希望達到漲價目的或為真實原因。一方面，煤炭和電力市場化不同步產生的矛盾確實在逐步加劇，嚴重擠壓了火電企業的利潤空間。煤炭發電在中國電力供應結構中所占比重高達80%，作為原料煤炭的價格早已踏入市場經濟時代，而上網電價仍實行嚴格的政府定價，這種脫節的市場化，正是造成近年來電荒頻發的根源之一。
　　近期煤炭價格大幅上漲，而電價基本保持平穩，火電企業發電動力不足；以作為中國煤炭市場風向標的秦皇島港煤價為例，2011年5月30日5800大卡山西優混煤的價格為870~880元/噸，較2009年同期620~630元/噸價格上漲超過40%。
　　根據中國電力企業聯合會歷年發布的電力監管報告顯示，2010年和2009年的平均上網電價分別為0.374元和0.368元，而到目前為止2011年也僅有15個省上調了上網電價0.02元，顯然電價漲幅遠遠低于煤價。
　　因此很多火電廠處于虧損狀態，根據中電聯的行業統計調查，1~4月華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團火電生產虧損105.7億元。
　　另一方面，2011年內煤價上漲幅度不至于導致2010年尚盈利的發電企業普遍虧損。但是過去兩年中煤炭價格上漲主要是在2009~2010年間，而以秦皇島港5800大卡山西優混煤最低平倉價為例，2009年1月價格為630元/噸，2010年1月8日的價格為810元/噸；而2011年5月30日為870元/噸，在2010年初至近期一年多的期間上漲幅度為7%左右。
　　2010年電力監管報告顯示，2010年五大發電企業單純售電利潤率【售電利潤率=（售電收入-發電成本）/發電成本】都超過10%，這樣理論上在此期間煤炭不到7%左右的價格上漲不應該導致原本盈利的發電企業大面積虧損。
　　或存在發電企業聯合通過強調火電虧損，甚至“人為”制造電荒來達到獲取更多合同價煤以及上網電價上調目的的可能。煤電聯動機制的欠缺并非今年才有的現象，去年12月10日發改委要求2011年度重點電煤合同價格維持上年水平不變，結果卻使煤炭和電力企業在電煤價格上談不攏，煤電合同反而更加難以落實。
　　由于政府采取壓制電煤價格的手段，雖然電煤市場價每噸已上漲200~300元，電煤合同價最高只能上漲50元，電煤合同價與市場價差距日益擴大，顯然發電企業希望得到更多合同價電煤來降低成本。
　　在通脹日益高漲的大背景下，發改委嚴格控制各類產品價格，而出現“電力供應不足”的局面無疑將加大電企在價格博弈中的話語權；據稱發改委已經定調，將煤電等資源型產品價格矛盾作為“當前經濟運行中的突出問題”看待，并把“調電價、限煤價”作為眼下宏觀調控的著力點。
　　另外，在政策緊縮的情況下，“電荒”的出現也有利于發電企業和電網獲得一定的擴建資本。電企希望通過東部地區“用電緊張”的局面，政府能夠改變在中東部嚴控火電建設規模的思路。同時，電網企業又開始強調跨區域輸電能力不足，造成“東部缺電，西部窩電”，呼吁加快建設跨區域、遠距離的特高壓電網，擴大“西電東送”規模。
　　
　　電荒的影響
　　電價上漲將間接推動CPI。對高能耗企業的限電將加重相關企業的成本負擔。一旦“電荒”延續，將嚴重制約工業生產，限電措施往往都是針對高耗能的鋼材、水泥、電解鋁等工業企業，限電自然導致這些企業產能下降；同時限電的高峰期，往往也是煤炭、焦炭等的需求高峰期，這些原料的市場價格也都會有一定的上漲，增加了企業的生產成本壓力。這樣鋼材、水泥、電解鋁等產品的產能減少而成本增加，其價格有可能會步入上升的通道。
　　“電荒”引起的電價上調將會拉動CPI增長。2011年6月1日起包括山西、青海、甘肅、江西、海南、陜西、山東、湖南、重慶、安徽、河南、湖北、四川、河北、貴州在內的15省市上調銷售電價，平均每度電上出力不足現電荒 市場發力或解陳疴調1.67分，上調涉及工業、商業、農業用戶而非居民用電。此次沒有調居民電價，暫時對CPI沒有直接影響，首先將會推高PPI的增速，電價上漲使企業生產成本上升，部分產品將出現漲價局面向消費者轉嫁成本，從而最多在六個月內間接拉高CPI。
　　
　　應加大電力市場化機制改革力度
　　建議我國應加大電力市場化機制改革力度。解決電力行業上中下游市場化程度不銜接。引入更多的競爭機制，將針對工業，農業和服務業的電力供應定義為市場化商品，在允許上游煤炭企業漲價的同時，充分給予電力行業相應的提價空間。對于針對居民的電力供應定義為非市場化商品，政府嚴格控制其價格變動，對于供應電企及電網給予一定程度的財政補貼。通過工業用電市場化機制加快淘汰落后產能，刺激企業開發和使用節能技術，降低單位GDP能耗。
　　
　　來源：中國工業報