煤电矛盾为何如此“纠结”？

一、“纠结”有因2012即将来临，而此时此刻也正是我国煤电油气运年复一年的面临大考的关口。柴油荒阴霾仍未散去，电荒又开始蔓延。而电荒与煤荒如影随形。受铁路煤炭运力总体不足等因素影响，煤荒接踵而至。而煤炭的紧俏有可能进一步加剧全国电力紧张形势。冬季供暖启动，煤价高企，原本火电就面临亏损，如今日子更是雪上加霜。山西作为煤炭大省却是全国发电企业亏损最严重的省份。11月，山西多家电厂负责人集体赴京代表山西部分电厂向有关部门提出调高电价的建议。

“ 今年全国煤炭总产量预计可超过3 5 亿吨， 比去年多了3 亿吨，完全可以满足市场需求。今年冬天到明年1 月份不太可能出现煤荒。至于电煤供求结构性失衡，过去存在，今年有，以后也会有。”山西省煤炭工业厅副巡视员侯文锦说。然而不缺煤，不意味着不缺电。

据我们调查，亏损的原因主要在于电力体制和煤炭供应、运输问题。尽管它们都有重点合同煤，但今年国内几大煤炭企业都重点保障五大电企用煤，致使其他火电企业的重点合同煤违约率最高达70%以上，缺失的煤则被转为市场交易煤用来出售，以赚取高达每吨100元左右的差价。此外，发电企业越亏损银行越不愿意贷款，即便能贷款，利率也要在基准利率的基础上上浮20%-60%。据中电联分析，1—8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，这是火电亏损的主因之一。

一方面，电煤价格持续高涨，西煤东运、北煤南运的传统运输瓶颈尚未解决，使冬季储煤困难重重。

今年上半年，受电力需求旺盛及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格明显上行。经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，进入冬季储煤期，煤价已重新涨至年内高位。11月9日秦皇岛港5500大卡煤约840元/吨，比上年同期上涨约100元。另一方面，银行利率上升也给电力生产企业的生产经营和电力保供造成巨大压力。

一边是坚挺的煤价，一边是越发电越亏损的电厂，中间伴随着各地此起彼伏的缺电叫苦声，今年的煤电矛盾呈现比往年更为纠结的态势。而随着冬季取暖用电高峰来临，全国电力紧张形势日趋严峻。近期在山东、广东、内蒙古等地调研发现，煤电僵局看似只是煤企与电企之间的博弈，实际是涉及煤炭、电力、运输和政府监管四方的体制性矛盾。煤电是基础性行业，不理顺煤电关系，将严重影响经济社会健康发展。

但是，火电企业为何亏损呢？与以前长期由于发电装机容量不足导致的“硬缺电”相比，当前面临的则是在装机充裕的情况下的“电荒”也即是“软缺电”或“制度性缺电”。

山东济南市东郊的华能黄台电厂厂长王喜春算了一笔账：到厂市场煤价将近1000元一吨，昂贵的煤价加上其他费用，一度电的发电成本是0.5元左右，而上网电价是0.4219元，意味着每发一度电就亏损7分多钱。“总资产58亿元，负债已达59.9亿元，8月份开始贷不到款，资金链已断裂。”王喜春进一步透露，电厂从2006年到现在一直在亏损，预计今年将亏损4亿元。由于资金紧张，已拖欠30多家中间商煤款2.2亿元，职工工资也要拖后一个月才发放。黄台电厂只是众多火电厂的一个缩影。自2004年以来我国煤价累计上涨了200%，而同期电价涨幅不到40%，火电企业利润被“挤压”，造成全行业大面积亏损。大唐集团董事长刘顺达说，这家发电量占到全国十分之一的大型发电企业，在全国的88家火电厂中已有62家亏损，亏损面达70.5%，其中28家已资不抵债。

从调查的情况看，一些价格相对便宜的重点合同电煤兑现率不高。“由于煤炭话语权增强，往往不能严格兑现重点电煤合同的销量和价格。”山东省经信委经济运行局局长邱青森说。预计今年全国消耗电煤约19亿吨，其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现，这些重点电煤合同的兑现率不到50%，而且煤质下降和各种掺杂使假现象严重。

由于山西、河南、湖南、贵州等省缺煤停机严重，造成的电力供应缺口已影响局部地区经济健康发展，今年以来共有17个省份采取了拉限电和错避峰用电的措施。“缺电导致全省工业经济增速明显下滑，8月份后规模以上工业增速在全国的位次较年初连降八位。缺电还直接影响了一些大项目的落地。”湖南省经信委主任谢超英说。

那么是谁推高了煤价呢？今年以来，市场化的煤价在需求旺盛的情况下一路高涨。“往年春秋淡季，煤价还有两个下行曲线，今年真是一路向上。”我国最大发电企业华能集团的副总经理寇伟叹道，煤炭行业平均吨煤利润率高达30%。他还认为，当前煤炭集中度提高，各地政府和大型煤炭企业控制煤炭产量和价格的能力增强，易出现淡季“控产保价”、限制电煤出省等不利现象。

“电力与煤炭企业通过中间商签合同，煤电双方都有代理，中间商从中协调电煤与车皮，灰色地带太大。”山东煤炭运销协会顾问李继会说，目前煤炭流通环节乱象丛生，中间环节层层转手加码，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。

和火电企业演双簧戏想把政府和消费者逼到悬崖边的“角”们在这场电价倒挂的荒诞剧中又是怎么演他们的戏的呢？据观看过这场戏的媒体记者的描述，“角”之一的煤炭企业是大喊冤枉。中国煤炭工业协会政策研究部张勇表示，煤炭企业在全力供煤，而且作为市场的一部分，煤炭企业具有选择权。“煤炭企业凭什么要低于市场价格供煤？”张勇反问媒体。

而大型能源基础设施建设的滞后，则助长了煤电矛盾的蔓延。近日在新疆哈密地区看到，这里是我国煤炭资源西煤东运、西电东送的重要能源基地，但由于铁路、公路及远距离输电线路建设滞后，导致一些外来投资者虽占据大量煤炭资源，但迟迟难以动工。

煤炭资源“圈而不探、探而不采”的现象十分普遍。

“电煤价格高企，没能带动煤炭产量的增加；电力需求旺盛，也没有提高电力企业的发电动力。”国务院政策研究室综合司副司长范必指出，症结在于目前煤电运环节都存在计划与市场的双轨制，使得市场机制、价格机制在生产经营中的自动调节作用受到抑制，以致长期陷入煤电轮番涨价的恶性循环怪圈。

那么应该如何打破煤电僵局呢？高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及火电企业持续亏损，使得今冬明春的用电形势很不乐观。电力部门对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。

国家发改委宣布：从12月1日起，销售电价每度平均上调3分钱。各方似乎都把电力涨价当成了解决电荒问题的妙方。不过，在我们看来，尽管10月以来物价迎来拐点，但电价上调依然不是解决问题的好方案。更严重的问题还在于，作为公共品的电力价格上调波及面很大，将推动所有行业的价格上涨。根据研究，这很可能会推动实际CPI达到10%以上。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，上网电价调整3分，对实体经济影响有限。不少业内人士认为，此时方调整上网电价与C P I的下降存在一定的关联；此外，保护发电企业的积极性，保证冬季用电供应也是一个重要因素。毕竟，一想起往年寒冷冬日的电荒，还是不由得让人打个冷战，电价上涨似乎是“逼不得已而为之”的。中国能源研究会副秘书长俞燕山则强调，解决煤电矛盾的根本出路是电力市场化改革。目前中国电力供应存在区域性、时段性工序缺口，煤电价格机制不顺是主因，电力企业利润波动较大，定价机制有待调整。为此，建议今后加强电煤市场监管，建立电煤价格的约束机制，完善和落实煤电联动政策，鼓励煤企、电企互相融合，取消计划电量分配机制以及加快推进大用户直购电等。

10月份C P I数据大幅下降至5.5，达到今年5月以来的最低水平。表面上通胀形势趋于缓和，可近三个月C P I的持续走低，其重要原因不过在于食品价格的回落，食品价格同比涨幅从一个月前的13.4%下降至11.9%。我们应当看到，农产品价格在C P I统计中所占权重较高，而社保体系，如教育、医疗、住房、交通等消费都没有引入倒C P I统计中。虽然此次电价调整有可能不会“惊动”居民用电，但是这种局面恐怕也是难以持久的。而且，电价调涨也必然会传导到工业品上面，普通居民的消费支出也难免要受到影响。

此外，从生产企业方面看，电价是非常重要的生产要素价格。当下，企业，特别是小微企业面临的生存环境比较严峻，宏观上还是总体紧迫。电价的调整无疑会加重生产成本，造成企业更大的困难，3分钱的微小调整幅度预期也表明政策顾虑重重。

2011年，全国缺电形势比较严重，煤价步步飙升，造成了紧张的电煤供求格局。据国家电监会发布的信息，截至11月，全国日缺煤停机容量最大达到近1600万千瓦，云南、贵州、四川、湖南、重庆等省发电企业电煤库存平均可用天数已下降至警戒线7天以下。针对愈发紧张的电力形势，许多专家呼吁尽快实施市场化价格改革，理顺以煤炭、电力和水价等为核心的能源价格“双轨制”。这一步迟早是要做的，毕竟单纯的价格调整不是解决煤电价格矛盾的出路和根本办法。

中电联统计部主任薛静认为，适度上调电价对实体经济造成的影响有限，但可遏制火电企业的巨亏状态。“目前电价上调，一是因为C P I的下降留出一定的涨价空间；二是可以抑制高耗能企业等不合理用电需求，促进节能减排；三是要保护发电企业的积极性，保证冬季用电供应。”此前一轮电价调整发生在上半年，4月10日12个省份的上网电价平均上调每千瓦时2分钱，两个月后15个省份的工商业、农业销售电价平均每千瓦时上调了1.67分钱，却仍难弥补电价缺口。

据多方访问，多数业内人士认同，在目前电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，调整电价、煤电联动机制只是解决煤电矛盾的短期措施、只是治标不治本。

“现阶段除了涨价之外，解决煤电问题一要实行煤电联动，在不调终端销售电价的前提下上调上网电价，电网的涨价压力由国家补贴来消化；二要控制煤价上涨，对煤炭企业征收特别收益金用于补贴电网。”中电联行业发展规划部副处长张卫东建议。

的确，从2008年三季度以来，由于煤价的不断高涨，火电企业开始出现亏损，发电积极性大为下滑，尤其到今年，电荒早在淡季就出现了。国家电监会近期更是预警称，中部六省份今冬明春或将面临有史以来最严重的电力短缺，预估今冬电力缺口仍会高达2600万-4000万千瓦，部分省市将再次面临拉闸限电的考验。央视在11月初也曾披露出现了17个省市要拉闸限电的局面。

新近刚刚完成电力央企巨亏问题调研的国资委显然也明白了这个道理。据消息人士透露，国资委在报告中希望能够再次启动煤电联动，而不是单纯调整电价，因为电价调整对于五大发电集团现在的状况助益不大，按照以往调价的经验，往往在电价调整之前，煤炭价格就通过上涨迅速吃掉了电价调整给发电企业带来的收益。

今年中国已两次上调电价，但仍未改善电荒和火电企业亏损状况，反而带给煤价上涨以借口，抵消电价上涨的效果。五大电力公司的股价走势也是如此。

电价调整传闻一出台，股价上调，但次日的煤价上调的消息又把股价打回原形。

事实上，美国电价最便宜的五个州的电价平均也不过0.55元/度，比中国的工业用电要低不少。但为什么美国能够维持呢?重要的原因还在于它们的煤电价格是市场化的。而中国的资源多由国有企业所掌控，最近几年煤炭领域更是刮起了国进民退狂风，压缩了煤炭的市场化水平。而9年前启动的电力体制改革，在厂网分离后，竞价上网的市场机制远未建立。

短期的电价上调不能从根本上解决电煤倒挂问题，甚至还会加剧紧张局面，而且还会强力带动C P I上涨。如果不能有效地推进资源价格的市场化改革，以及打破国企垄断的经济体制改革，煤电倒挂现象就不可能得到纠正，电荒也将愈演愈烈，大面积的拉闸限电不可避免。

针对可能存在的煤电联动后煤炭跟风涨价的循环涨价怪圈，业内人士建议，如果煤价涨得太快，应纳入临时干预范围，建立调价申报制度，或者通过征收暴利税等方式遏制煤炭的涨价冲动。长远看，打破“电荒”困局的最终指向是推进电力体制改革，逐步形成科学合理的电价形成机制。“对煤电这类生产资料行业，国家对其改革方向历来是明确的，那就是建立全国统一的、开放的市场体系，清除分割、封锁市场的行政性壁垒，营造公平竞争的市场环境，建立以市场形成价格为主的价格机制。”范必说。

“十二五期间最有条件推动的是电力体制改革。”国务院发展研究中心产业部部长冯飞认为，电力体制改革关键在三点：一是改革定价机制，不是简单的调价而是形成合理的价格形成机制；二是在电网垄断领域引入有效竞争；三是进一步理顺政府、市场和企业的关系。

大多数专家在接受我们访问中认为，每年两次用电高峰，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6 0 %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。通过调研了解到，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。我们调研发现，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。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。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。

二、煤炭经济地理加速西移

煤电运矛盾会更加突出我国能源供需“逆向分布、一分为二”的现实，也是导致煤炭长途运输、价格攀升的重要原因。国家电监会一份调研报告显示，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到煤价的30%－60%。部分电厂反映，仅流通环节不合理收费就占到中间环节费用的50%左右。

与此同时，煤炭生产布局快速向西部转移，煤炭产能建设持续快速增加，煤炭运输瓶颈、环境压力、潜在产能过剩等问题也日益呈现出来。另外，“十二五”期间，中国电力需求结构将发生明显变化，工业用电比重将不断下降，而居民生活用电将以一成二到一成三的增长率持续增长。到2015年居民生活用电占全社会用电的比例将上升到一成五。值得注意的是，在电源建设方面，“十二五”仍将优先发展火电，加快西北部煤炭资源丰富地区煤电基地建设，推行煤电一体化开发。预计期间火电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工2亿千瓦。

在煤炭生产开发布局上，国家采取“控制东部、稳定中部、发展西部”的发展方针。“十二五”期间，新开工煤矿规模，东部占5%，中部占22%，西部占73%。随着煤炭经济地理格局的变化，资源禀赋与经济发展逆向分布进一步加剧，资源地环境保护、运输瓶颈等问题也将加剧。我们注意到，在规划中，铁路运力仍是“十二五”煤炭产业瓶颈。“目前，国家规划建设、扩能改造的铁路项目，多在“十二五”之后投入运营。煤炭运力仍不足。”中电联煤电行业研究人士对《能源思考》说。

为解决煤运难题，“十二五”规划提出大力发展现代煤炭物流。“合理布局煤炭主产区集运系统、中转区储运系统和消费区储备系统等大型煤炭物流基础设施建设。发展交易中心，培育大型物流企业，提高煤炭长期稳定供应保障能力。”“十二五”期间煤炭资源集中度将进一步提高，西部大基地、大企业成为国家煤炭供应的主要来源。

“十二五”规划提出，“加快全国14个大型煤炭生产基地建设，基地内煤炭产量占全国的90%以上；形成10个亿吨级、10个5000万吨级的特大型煤炭企业，煤炭产量占全国60%；全国煤矿数量减少到1万处以下。” “十二五”期间，国家推进煤炭生产和利用方式变革，实施能源总量控制措施，煤炭在一次能源消费结构中的比重将有所下降，由目前的70%以上逐渐下降到65%左右。

在煤炭生产开发布局上，国家采取“控制东部、稳定中部、发展西部”的发展方针。“十二五”期间，新开工煤矿规模，东部占5%，中部占22%，西部占73%。一位接近国家能源局官员说：“国家将严格按照上述规划布局审批项目。计划东部不增加产能、中部新增产能2亿吨，西部新增产能5亿吨。”规划提出，以14个大基地为重点，加大找矿力度，提高地质勘查质量。14煤炭基地即为，神东、晋北、晋东、蒙东、云贵、河南、鲁西、晋中、两淮、黄陇、冀中、宁东、陕北、新疆。在晋陕蒙宁新煤炭资源开发条件好的地区，重点建设千万吨级的大型现代化煤矿，在东部和中南部重点建设大中型现代化煤矿，在西南重点建设安全高效矿井。

我国能源供需“逆向分布、一分为二”的特点，决定了西电东送、西煤东运、北煤南调等能源输送战略的长期性，而今年以来我国局部“电荒”的持续蔓延，更加凸显我国铁路运输方面的瓶颈制约。近日在我国能源产区考察时发现，山西、内蒙古、宁夏和新疆等省区煤炭资源储备丰富，但当地煤炭资源外运受限于有限的铁路及公路条件，外运成本居高不下，这也是导致目前东南沿海等地区煤价坚挺的重要原因。

由于铁路运量大、价格低，具有经济、环保特性，在我国西煤东运、北煤南调中发挥着主力军作用。

据济南铁路局运输处常务副处长姜洪涛介绍，今年预计全国铁路运量22.6亿吨，同比增加2.6亿吨，增长13%；铁路运输预计占到煤炭运输总量的66%。

从“十一五”开始，国家加大了对铁路建设的投入。2010年，中国铁路运营总里程达9万公里，规划到“十二五”末，总运营里程达到12万公里，排世界第二位。然而，西北铁路建设远远满足不了煤炭外运要求，导致局部地区经常出现煤炭偏紧的状况。

目前，与内地较大的煤炭需求相比，“疆煤东运”能力仍显缺口。业内人士认为，采取“输煤输电并举，加快发展输电”的策略，是打破我国能源供需“逆向分布”制约的战略选择。而除加快铁路建设外，还应考虑建设特高压线路。来自新疆煤炭工业管理局的数据显示，新疆煤炭储量预计占全国煤炭储量的40%。如果规划中的五条特高压线路全部建成，“十三五”末新疆对外输电能力最高可达4450万千瓦，每年可就地消耗电煤1.3亿吨。当前，跨区输电已有力缓解广东、上海、山东等省市的火电紧缺局面。据山东电力集团公司介绍，借助“外电入鲁”工程，今年来自宁夏东部的近300亿度电为本省迎峰度夏发挥了支撑作用。

三、理顺矛盾

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。

北京工商大学证券期货研究所所长胡俞越11月28日在微博评论许小年的微博时称，“市场煤与计划电的矛盾纠结博弈了20年，至今呈愈演愈烈之势。山西的电厂一直在抱怨，坐在煤堆上没煤烧。现在又进一步演变成计划与市场、地方与中央、部门与部门、部门与公众利益的冲突。今年的电煤荒又是人为因素造成的。是否提高电价，静观其变。”中欧国际工商学院教授许小年11月28日在微博写道：“【抽象的国家利益碰上具体的部门利益】山西电厂集体进京，以亏损为由，游说中央提高电价。

山西的电厂、煤矿都是国有的，省政府为何不协调降低煤价，以避免电力涨价？要知道电价连着全国的物价。看来只有具体的煤、电部门利益以及公众利益，而无抽象的铁板一块的国家利益。平衡多元利益，靠北京或市场？”“电荒”问题始终得不到有效解决，症结在于扭曲的运行机制。我们当前实施的是“一头放开、一头封死”的电管体制，一方面是“市场煤”，另一方面是“计划电”，政府撒开“煤价”运作的缰绳，却把电价管死，无疑把自己置于两难境地，行政手段调控也往往是能力有限，缚手缚脚。看来，仅仅以单纯行政手段调整电价，意图解决煤电难题，而缺乏与之相对应的市场化改革和体制机制调整，无异于“前门送狼，后门迎虎”，问题仍在，症结犹存。要知道，这些矛盾终究是要由老百姓来买单的，对我国的经济运行和长远发展也是相当不利的。事实上，现有产供电体制也存在不少矛盾。上游煤炭市场竞争相对充分，而电力的下游市场处于高度垄断状态。供电部门“一栋高楼、两套体制”，既是名义上的企业，又具有政府电业管理职能，便形成了这样一种局面电力生产企业严重亏损，而供电系统却是“盆盈钵满”，高楼起得是直冲云霄，两头福利对比也是“天上人间”的差异。

中国人民大学经济学博士马涛曾撰文指出，在我国由计划经济向市场经济转型的过程中，在能源领域形成了一种有别于横向价格双轨制(或“产品价格双轨制”)的纵向价格双轨制(或称“生产过程价格双轨制”)。马涛认为，纵向价格双轨制是引起“电荒”问题的矛盾之源，而要破解必须是以纵向思路解决纵向问题。马涛提出， 放开煤价，管死电价，违背市场规律。如果煤炭价格必须反映能源稀缺和环境成本，电价也必须同步反映。从长远看，走彻底的市场化改革道路是解决煤电矛盾的唯一和根本出路。

调查发现，在“7年来最严重电荒”的背后，我国电力产能闲置却造成了惊人的浪费。“总体平衡”的同时，火电厂不能开足马力、跨区输电不能调剂余缺的现象表明，跨区输电通道不畅问题依旧严重，解决“制度性缺电”刻不容缓。国家电网公司提供的数据显示，今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口3000万千瓦，而东北、西北电网电力富余2700万千瓦，“受端缺电”与“送端窝电”并存。而若再加上“窝电”更严重的内蒙古蒙西电网，富余电力总量超过3500万千瓦，足以弥补上述电力缺口。

内蒙古是全国火电装机容量增长最快、总量最大的地区，截至目前，内蒙古电力总装机容量约7000万千瓦，居全国第一位，然而作为全国最大的电力外送基地，内蒙古西部电网已经连续6年未建一条外送通道。在内蒙古电力公司了解到，仅蒙西电网供电营业区的8个盟市闲置的发电装机容量就有数百万千瓦，其中包括大量“不用白不用”的风力发电机组，每年因发电机组闲置带来的贷款利息一项就超过20亿元。龙源电力股份有限责任公司总经理齐来生说，龙源电力在内蒙古电网营业区内风电装机容量共70万千瓦，如果不受限制，全年可以发电15亿千瓦时，实际发电量只有13亿千瓦时，损失利润1亿元。随着冬季采暖期的来临，为了保证热电联产机组的运行，风电的“弃风”问题将更加突出。

宁夏回族自治区的“窝电”现象也越来越严重，国家电网宁夏电力公司总经理崔吉峰说，目前，宁东煤电基地还在加快开发建设，主要在建的电源项目将于今年全部投产，全区电力装机将达到1900万千瓦，在满足向山东送电的情况下，装机富余700万千瓦。

除设备闲置外，在一些“不缺电”地区电力使用中的浪费同样惊人。我们了解到，为解决“窝电”问题，一些地方政府推动富余电力“就地消化”，客观上刺激了高耗能工业的发展。

近年来，为了“买电”，北京、上海、山东等缺电省市纷纷与内蒙古签署输电协议，但因为无法实施成了一纸空文；为了“卖电”，内蒙古曾建议加快外送通道建设，但至今仍没有变成现实。就在被余缺双方都视为“救命稻草”的输电通道建设遥遥无期时，另外一些并不“紧急”的跨区输电通道项目却迅速上马、顺利建成。2006年8月，山西至湖北100万伏交流特高压试验示范工程获批，当月开工建设，28个月后投入运行。这一投资50多亿元的“世界首条100万伏特高压输电线路”运行近三年来，并没有在愈演愈烈的“一半是电荒、一半是窝电”中发挥作用：山西省与湖北省一样，都是全国缺电最严重的省区之一，没有多余的电可供外送。和联接两个缺电地区的通道一样尴尬，有的新建跨区输电工程则联接了两个电力同样富余的区域。2010年9月，投资60多亿元、连接内蒙古呼伦贝尔和辽宁的±500千伏直流工程竣工投运，每年可向东北地区的负荷中心输送180亿千瓦时的电量。但作为目标市场的东北电力市场供大于求，近年来发电机组年利用小时数逐年降低。

除了项目建设滞后、新建工程“无用武之地”外，跨区输电“通而不畅”的现象更加令人深思。在蒙西电网统调的一些发电企业都可看到一份电网公司发来的通知：从7月1日起，华北电网取消了蒙西电网外送电力的临时交易。据内蒙古电力公司负责人介绍，蒙西电网通过两个通道共四回向华北电网送电，最高送电能力可达430万千瓦，稍加技术改造，可以达到4 9 0万千瓦。执行通知后，外送潮流最低降至197.5万千瓦，能力闲置超过200万千瓦。在减少蒙西电网向华北电网送电的同时，华北电网缺电形势更加严峻。根据国家电网综合判断，迎峰度冬期间，公司经营区域最大电力缺口达到2800万千瓦左右，其中华北电网450万千瓦，若电煤供需矛盾进一步加剧、且出现持续极端低温天气，电力缺口将进一步加大。

目前电网建设滞后，首要问题是关于跨区输电用特高压交流还是直流的“技术路线之争”。国家电网公司试图用特高压交流将华北、华东、华中三大区域电网联成一个统一运行的独立电网(下文简称“三华”电网)，并希望将此意见写入电力发展“十二五”规划。但一些电力专家强烈反对，认为这样做不安全、效率低、浪费大、占地多、技术不成熟，并将进一步强化已经高度集中的电网垄断体制。

一些业内人士提出这样的质疑：国家电网公司坚持用特高压交流的方式，最重要的一个理由是交流从技术要求上必须是“全国一张网”的运行方式，有利于国家电网公司保持垄断地位；而直流特高压则只能实现远距离输电，而无法形成完全意义上的统一电网。有关专家认为，不能因为对输电技术方案认识的不统一，或因为部门间利益的“较量”而耽误了跨区输电项目的审批与建设，进而让“制度性缺电”在更大范围、更长时间内肆虐。建议国家加强执行力，确保政令畅通，尽快用行政手段打通已有送电通道的“梗阻”；同时推动电网建设、投资、运营领域的深入改革：

①组建新的电力改革推进机构。电力市场化改革，是利益在不同群体、部门、地区、行业的重新调整，需要有相对超越的权力、管理部门去推动。“电荒”的问题出在价格上，而价格的问题出在行政审批体制上。要解决我国电力改革中的种种问题，就必须加大对行政垄断体制改革的推进力度。如果让旧体制下管制和行政审批的利益者来主导电力改革，囿于种种利益链条的捆绑，必然不可能放弃现有的模式。

②推进电网改革，逐步壮大区域电网公司。2002年“5号文件”在业内深入人心，根据5号文件规定，电网企业实行投资多元化，产权股权化，管理公司化的改革，壮大区域电网公司，打破电网垄断，使区域电网公司享有法人财产和独立自主经营权利，将区域内的省级电力公司改组为分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务。

③加快进行电力输配分开的改革。目前我国电网企业仍处于“全部电力的唯一购买方和销售方”的垄断地位，其收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差。可以借鉴发达国家的做法，逐步取消电网作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的方法。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务。

我们通过调研了解到，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。

④ 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。

因此，要进一步深化电力体制改革，加快电力市场化改革进程，在坚持放开煤价的基础上，积极创造条件，尽快形成竞价上网的定价机制，并实行上网电价与销售电价的市场联动，将发电市场和终端用户紧密连接起来，让电力用户体会和感受到发电市场甚至是煤炭市场的波动变化，让价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度。这种“稳定一头、加快改革一头”的纵向思路是正确解决纵向问题的对症之方。

四、根本解决之道

油荒、电荒、煤荒、气荒、运荒等等用“一荒未平，一荒又起”来形容我国当下的能源供应形势并不过分。能源供应的短缺，不仅严重干扰经济运行，亦使百姓生活受到较大影响。更饱受诟病的是，尽管多“荒”并存的局面早已为人所预见，却年年如期而至，成为一大顽疾。高度垄断的能源市场和严格管制的能源价格才是“荒”之根源。无论是煤电还是油气市场，均是极少数央企的天下，由此导致能源供应主体单一化和有效竞争缺失。这种垄断下的市场，必然要求政府加强价格管制，而价格管制使得价格无法真正反映供求关系，进一步扭曲了运行体系，以至于国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山近期表示，市场经济在很多行业发挥着配置资源的作用，但是市场经济在能源行业几乎没有发挥作用。欧洲国家在90年代就在电力管理中引入市场机制，发、输、配、售电分业经营，而在我国，市场竞争完全是一种企业之间为了扩大规模的竞争，是一种不负责任的竞争，带来的是越来越沉重的负担和积累不合理的因素不断扩大。以气价为例，目前国内天然气价格仅相当于进口天然气价格的一半左右，倒挂至此，如何不“荒”？

一直以来，出于能源安全考虑，我国的能源市场被少数央企牢牢把持，能源价格亦在政府掌控之中，但带来的结果是能源供应频频出现短缺。破除垄断、引入竞争、放开管制才是市场真正所需，而当务之急是理顺能源价格。就煤电价格而言，合同煤应逐渐退出，电价应适度上调；就油气价格而言，重要的是建立一个完善的成品油和天然气定价机制，与国际市场接轨。垄断破除，价格理顺，油荒、电荒、煤荒和气荒才不会频现。 此外，从长远看，有关部门应对我国各个地区能源建设进行统筹安排、战略布局，避免为了解决能源而长途迂回运煤，结果消耗了更多能源的尴尬局面。

进入21世纪，面对中国经济进入新一轮高速增长周期的能源瓶颈，中国已处于重新考虑能源发展战略的关键时期。要完成中国政府确立的到2020年实现全面建设小康社会，2030基本实现工业化和2050年实现现代化的战略目标，必须坚持把能源作为经济社会发展的战略重点。

制定中国能源发展战略，解决中国能源问题，要坚持从中国国情出发，尊重自然规律和经济规律，借鉴国际经验，走中国特色的能源发展之路。中国必须以“提高效率，保护环境，保障供给，持续发展”作为中国能源发展战略的构建依据。根据“提高效率，保护环境，保障供给，持续发展”的中国能源发展战略的构建依据从中国能源的供给和需求两个方面考虑，我们可以把未来40年中国能源发展战略的基本构想做这样一种表述：节能效率优先，环境发展协调，内外开发并举，以煤炭为主体、电力为中心，油气和新能源全面发展，以能源的可持续发展和有效利用支持经济社会的可持续发展。之所以提出这样一种中国能源发展战略，就是要表明，解决中国能源问题的发展战略必须坚持从中国国情出发，尊重自然规律和经济规律，借鉴国际经验，充分利用国际国内两种资源和两个市场，走中国特色的能源发展之路。

一是要保障国家能源安全。国家能源安全是指能源的经济安全（供应安全）和能源的生态安全（生产和消费安全）。前者是指国家生存与发展正常需求的能源供应保障的稳定程度；后者是指能源的生产和消费不应对人类自身的生存与发展环境构成任何大的威胁。能源安全是一个全球性的问题。全球能源安全与否对全球经济兴衰关系重大，对全球生态环境影响极大。

中国能源安全问题并不仅仅只是能源供给总量与需求总量的矛盾，而且是由清洁能源需求刚性上升而供给严重不足所引发的结构性矛盾，这是中国能源安全问题中的主要矛盾。石油短缺是中国国内能源安全主要矛盾中的主要方面。中国能源安全不仅面临能源供应安全的紧缺风险，而且存在能源生态安全的很大压力。应对中国能源安全问题，必须保障能源供应，提高能源效率，节约能源资源，调整能源结构，改革能源体制，加强能源合作。应对石油安全挑战，中国应采取降低石油进口依赖，积极参与国际石油市场的竞争，加强国际石油领域的合作。

二是要调整和优化能源结构。坚持以煤炭为主体，电力为中心，油气和新能源全面发展的战略，与上世纪80年代提出的以煤炭为主的能源战略思想绝不是简单的重复，它是当前中国能源发展的重中之重，其核心内容是调整和优化能源结构，实现能源供给和消费的多元化。要使中国的能源资源得到最有效的配置和利用，关键是要准确把握它们之间的比例关系，在未来有一个科学的并趋向量化的使用标准。发展低碳经济中国必须调整能源结构，建立低碳、清洁、高效、多元的能源结构，实施科学、绿色、低碳能源战略。加快能源结构调整，减少化石能源消耗，增加新能源与可再生清洁能源比重，实现能源结构多元化，减少C O2、S O2、N O x及烟尘颗粒物的排放，对于中国发展低碳经济至关重要。

加快推进中国能源结构的战略性调整，就是要在中国现代化建设进程中，减少对石化能源资源的需求与消费，降低对国际石油的依赖，降低煤电的比重，加快洁净煤技术的研究与开发，继续发挥煤炭能源的作用，加快发展太阳能、风能与生物质能等新能源，大力发展水电与核电，充分支持海洋能、核聚变能等未来新能源的研究与开发，建立中国可持续发展的能源体系。面对新能源与可再生能源发展现状，中国政府当务之急就是要建立一套完整的新能源与可再生能源技术发展路线图，尽快整合现有产业资源，把现有资源、扶持政策体系及未来十多年的能源投资格局理顺，打造高效率的新能源与可再生能源发展的宽松环境，占领世界能源发展新高地。

三是要把节约能源提高效率放在首位。能源的开发和利用状况，是衡量一个国家经济发展和科学技术水平的重要标志。发达国家都把提高能源利用效率作为其能源发展战略的重要目标和措施。解读中国能源发展战略，提高能源的开发和利用效率应摆在首位。

中国在20世纪80年代提出的“节约与开发并重，把节约放在优先地位”的能源发展总方针，仍然是构建中国能源发展战略的重要依据。节约能源已经被专家视为与煤炭、石油、天然气和电力同等重要的“第五能源”。尽管在过去的30年里，中国已在能源利用上取得了G D P翻两番而能源消费仅翻一番的令世界瞩目的成绩，但是中国能源消耗仍然浪费严重，节能潜力巨大。能源效率低是制约中国经济社会发展的突出矛盾。不节约能源、提高能效，单纯依靠加大能源建设力度的办法无法从根本上解决中国能源问题。中国提高能源效率有着巨大潜力，也是保障能源安全的当务之急。

然而，要从根本上解决中国能源问题，必须选择资源节约型、质量效益型、科技先导型的发展方式，牢固树立和认真贯彻科学发展观，切实转变经济发展方式，坚定不移地走新型工业化道路。要根据中国以煤炭消费为主的能源结构向未来多元化的能源供应体系转变的变化特点，建立能源节约、低碳排放、经济高效的能源消费方式和经济发展方式。要大力调整产业结构、产品结构、技术结构和企业组织结构，依靠技术创新、体制创新和管理创新，在全国形成有利于节约能源的生产模式和消费模式，发展节能型经济，建设节能型社会，进一步提升国际竞争力，促进经济社会又好又快发展。

四是要紧跟世界能源发展趋势，及时转变能源发展战略。人类社会已经经历了薪材时期、煤炭时代、石油时代三个能源时期，由于天然气及水电、核电以及其他可再生能源和新能源的兴起，人类社会目前正处在新的能源转变的过程中，世界能源发展已步入一个新的变革时期。

由于全球性的能源安全、环境保护和气候变化的需要，使新能源与可再生能源的发展在全球范围内迅速升温，大规模地开发利用新能源与可再生能源也成为世界各国能源发展战略的主流。从世界范围来看，各国学者和政府在进入21世纪后，对新能源与可再生能源的发展给予了高度关注，提出了一系列的政策措施。人类即将面临能源崩溃，石油绝对顶峰来临、高通胀一触即发，人类将陷入能源争夺大战。应该建立起发展可替代能源的全球机制，正如20世纪30年代经济大萧条中的巨变一样，实现国际金融危机后的巨变，人们需要建设新型能源设施。

2003年，英国政府发布《能源白皮书》提出，要在市场框架和政策相互影响下，实现能源多样性的发展战略。到2010年，100多个国家制定了与可再生能源发展相关的目标或政策。在过去3年，许多国家发布了到2020年可再生能源或电力比重实现15%至25%的目标。

2010年1月26日，美国总统奥巴马在发表国情咨文演讲时提出，美国将可利用生物燃料来打破对原油的依赖性，在2015年以前成为第一个拥有100万辆电动汽车的国家；在2035年以前通过清洁能源资源来提供80%的电力。2011年3月30日，奥巴马在华盛顿乔治城大学Georgetown University就美国能源安全计划发表演讲时更是坦言，“其他国家在大力发展清洁能源，因为他们知道谁领先21世纪的清洁能源技术，谁就带领21世纪的经济。”中国要抓住机遇，迎接挑战，紧跟世界能源发展趋势，及时转变能源发展战略，保证中国能源的可持续发展。