在短暫平靜后，6月的第三周,動力煤價格再次上漲5~10元/噸不等。6月20日,中國電力企業聯合會發布數據顯示，雖然國家發改委自4月起上調了部分地區上網電價，但因煤價持續上漲，五大發電集團火電業務仍然虧損。業界認為，煤價上漲仍是火電巨虧的根本原因。而在經歷了長達數月的淡季嚴重缺電之后，更令人擔憂的是，發電經營持續困難會給迎峰度夏期間電力供應保障帶來較大風險。

    嚴重缺電的形勢在今年年初就已見端倪。

    今年第一季度，浙江省用電量同比增長了15%。其中化工、有色金屬制造等高耗能產業的用電增幅更是高達20%。從3月份開始，浙江許多地方開始實施“開三天停一天”的限電措施，不單是工業用電，連居民用電也受到波及。

    4月，國家發改委主管煤電運行的副主任、國家能源局局長劉鐵男先后到大唐、華能、華電、國電等主要發電集團，以及山西大同煤礦集團等煤炭生產企業和主要產煤大省進行了調研。

    此間，國家發改委下發了關于切實保障電煤供應穩定電煤價格的緊急通知。4月27日，國家發改委價格司開始約談大型煤炭企業，就保持市場煤炭價格穩定進行溝通。4月28日，第一季度的用電形勢報告發布，十多個省份出現“電荒”問題。當日，國家發改委發布《有序用電管理辦法》，要求各地加強電力需求側管理，做好有序用電工作。

    煤價持續上漲，不少火電企業資金鏈斷裂，“無錢買煤”，沒有煤發電，這使得各地電力供需形勢愈加不容樂觀。進入5月，湖北全省電煤庫存一度徘徊在160萬噸警戒線上下。重慶市副市長童小平表示，預計迎峰度夏期間，重慶最大電力缺口約在200萬千瓦以上，約占電力需求的20%。

    業內人士認為，今年有可能是自2004年大缺電以來電力供需形勢最緊張的一年。記者從國家電網公司了解到，預計整個迎峰度夏期間，國家電網公司經營區域內電力缺口將達3000萬千瓦。其中，華北地區缺電將達700萬千瓦，華東地區缺電將達600萬千瓦，華中地區缺電將達1700萬千瓦，而東北、西北電網卻將富余電力2700萬千瓦。但由于沒有額外輸電通道，東北和西北電網的富余電力難以支援“三華”電網。

    艱難博弈：煤價上漲“對沖”電價上調

    6月1日，國家發改委經濟運行局副局長賈復生在解讀局部地區能源供需形勢趨緊的狀況時表示，這主要是由于一些地區經濟增速偏快，工業生產快速增長，同時也有煤炭進口下滑、來水偏枯等原因。

    事實上，趨緊的電力供需形勢，使得人們把關注的目光更多地投向煤電矛盾。

    記者采訪的多位業內專家均表示，由于傳統的煤電油運一體化能源發展方式未能改變，導致煤電之間的艱難博弈延續至今，“且仍未緩解電荒”。

    不僅未能緩解，從6月20日中電聯發布的數據來看，煤電矛盾還有可能繼續加大電力缺口的可能，使電力供應保障面臨風險。

    國家電監會4月向國務院匯報時即指出，近年來我國電力安全供給的支撐性下降值得關注。國家電監會有關人士稱，支撐性下降的原因在于發電企業投資建設火電的積極性下降，而新能源無法在負荷高峰起到支撐性電源的作用，由此導致了本輪“電荒”的出現。

    中電聯相關負責人告訴記者，我國能源稟賦等因素決定了一個時期內煤電占電能生產比重較高，但受制于高企的煤價和惡化的經營狀況，占全國發電裝機容量約73%的火電企業普遍出現虧損，發電積極性不高，這成為電力供應不足的主要原因。

    根據國家統計局統計，1~4月份，火電生產企業利潤總額同比下降58.6%，銷售利潤率僅有1.4%，比上年同期降低2.6個百分點。這說明作為電力供應保障基礎的火電企業，仍然處于經營困局之中。另據中電聯行業統計調查顯示，5月份，華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團火電業務當月仍然虧損16.9億元，虧損額與上月基本持平；1~5月份，五大發電集團火電生產虧損121.6億元，同比增虧78.6億元。

    “發多少虧多少，發得越多，虧得越多。”上述負責人向記者講述發電企業的境遇時說，“煤價上漲是根本原因”。

    6月20日，國家發改委宣布上調12個�。ㄖ陛犑校┑纳暇W電價已逾兩月，但火電企業并未表現出持續的發電積極性�！�4月剛剛上調上網電價時，電廠發電的確實現了基本止虧，但電煤的價格馬上跟了上來，電廠發電減虧很快就終結了。”湖南一家發電企業的工作人員無奈地對記者說。記者在海運煤炭信息網了解到，4月，秦皇島港山西優混5500大卡煤炭平均價環比上漲11.3元/噸，造成當月火電企業主營業務成本同比增速達到22.2%。到5月18日，秦皇島港5500大卡動力煤平倉價已高達每噸835元。煤價上漲已經“對沖”電價上調給火電企業帶來的利潤空間，影響了火電企業發電的積極性，進而引發“電荒”擔憂。

    尋求破解：轉變能源發展方式

    業內認為，此次電價調整并未能完全反映此前累積的電煤漲幅，而且在此次調價的同時，電煤價格也隨之上漲，火電企業仍處于虧損狀態，市場憂慮情緒仍在增加：虧損加劇后，企業是否還能保持發電積極性，是否還有動力投資新項目？由此造成的電力供應不足局面是否還會持續？

    針對市場憂慮情緒，一位央企發電集團人士表示，發電企業作為央企不會因為虧損就不投資、不發電。國家能源局電力司相關負責人則表示，政府正在考慮采取注入資本金等方式解決電力企業資金問題。

    記者還獲悉，國家發改委近期將集中審批一批符合電力產業政策和上大壓小要求，能夠快速緩解浙江、江蘇、上海、福建、廣東、湖南、重慶、山東等地電力供應矛盾的火電和電網項目；力爭在用電高峰期間，有更多的發電機組和輸電線路投產運營。

    種種跡象表明，上調電價，僅僅是“電荒”的治標之道。

    國家電網公司能源研究院高級經濟師白建華在接受采訪時表示，“電荒”從表面看是由電煤不足、水電乏力引起的，但究其根本，是由粗放的能源發展方式導致的。

    長期以來，我國電力工業主要采用就地平衡模式發展，即“哪里需要電就在哪里建電廠”，大部分火電廠都建在東部負荷中心地區，而我國煤炭資源卻主要富集在西部地區。這一發展模式導致電煤運輸壓力巨大、電廠電煤成本增加。要破解“電荒”，除加快經濟結構調整、控制能源消費總量外，必須從能源發展方式入手，進一步優化電源布局、資源配置，大力提高西部地區輸電比例、理順煤電價格機制、加大跨區電網建設等。

    “通過結構調整和產業升級實現節能減排和控制能源消費總量，是轉變經濟發展方式的重要舉措，也是緩解當前能源供需矛盾的治本之策�！眲㈣F男說。

    中電聯則建議采取綜合措施，積極應對“十二五”期間可能出現的電力供需偏緊勢頭：盡快核準開工較大規模的電源項目；開工建設一定規�；痣婍椖�，主要是煤炭基地清潔高效燃煤電廠和天然氣電廠，加快遠距離交直流特高壓跨區線路建設。同時，加快轉變經濟發展方式，促進經濟結構優化，適度上調電價，特別是進一步提升高耗能產業電價差價等。