局部性“電荒”正在加劇，“煤電頂牛”不再是唯一緣由。

　　電力是工業(yè)經(jīng)濟的血脈，一度電可以創(chuàng)造10元GDP。在經(jīng)濟發(fā)展的沖動下，地方高耗能項目反彈，短期內(nèi)激增的電力需求打破電力供需的緊平衡。如此大規(guī)模的市場動蕩，是引發(fā)“電荒”直接原因。

　　破解“電荒”，從長遠看為理順資源產(chǎn)品價格形成機制；短期內(nèi)，可以從電力系統(tǒng)利益再分配入手。諸如，由電網(wǎng)承擔較高上網(wǎng)電價，降低輸配電成本。

　　1度電10元GDP

　　本次“電荒”以華東、華中等地區(qū)為最，浙江、江蘇電力缺口日漸擴大。

　　華東電網(wǎng)公司預測，今夏華東全網(wǎng)電力缺口預計將達1900萬千瓦左右；浙江今夏最高負荷將超過5000萬千瓦，電力缺口將超過350萬千瓦；江蘇最大電力統(tǒng)調(diào)缺口可能超過1100萬千瓦。

　　在激增的用電增量背后，是高耗能重工業(yè)反彈。

　　電力專家吳鐘瑚說：“2010年在節(jié)能減排的約束下，一些地方暫停高耗能、高污染項目審批。大批項目轉(zhuǎn)移至今年上半年開工，帶來電力消費的大幅攀升。這是導致電力供應緊張的一個原因。”

　　公開數(shù)據(jù)顯示，一季度，浙江規(guī)模以上企業(yè)工業(yè)增加值同比增長12.9%，重工業(yè)增加值增長13.7%，化工、有色金屬制造等高耗能產(chǎn)業(yè)的用電增幅高達20%。

　　同處“電荒”渦旋之中的江蘇省，一季度規(guī)模工業(yè)增加值同比增長14.3%，工業(yè)增加值占全國比重提高到12.1%，居全國第一。其中，3月份規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)增加值首次突破2000億，同比增長14.3%。

　　2011年是“十二五”開局之年，大批新項目集中上馬，電力需求隨之井噴。

　　5月14日，國家能源局公布1~4月全社會用電量。1-4月，全社會用電量累計14675億千瓦時，同比增長12.4%。其中，第二產(chǎn)業(yè)10895億千瓦時，增長12.1%。

　　電力需求與工業(yè)經(jīng)濟發(fā)展正相關。在電力行業(yè)有一公認的發(fā)展模型，一般而言，一個地區(qū)用電10億千瓦時，工業(yè)產(chǎn)值可達100億元，創(chuàng)造財政收入10億元；東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)則可創(chuàng)造120~150億元工業(yè)產(chǎn)值。

　　電網(wǎng)讓利？

　　“煤電頂牛”被解釋成歷次“電荒”的根本原因，理順煤電價格機制是化解“電荒”的關鍵途徑。

　　“但是，通脹預期的背景之下，終端銷售電價上漲必將加劇通脹，國家很難下定決心理順資源產(chǎn)品價格。” 國家發(fā)改委能源研究所高級顧問、中國低碳經(jīng)濟發(fā)展促進會常務副理事長周鳳起說。

　　有專家提出，在煤電價格機制尚未理順的前提下，國家可以平衡電廠、電網(wǎng)之間的利益分配，采取權(quán)宜之計，緩解電廠經(jīng)營壓力。

　　與電廠全線虧損相比，電網(wǎng)利潤則頗為豐厚。本報記者掌握的資料顯示，2010年國家電網(wǎng)利潤為450.90億元，同比增加348.30%；南方電網(wǎng)利潤100.84億元，同比增加145.53%。

　　2010年，華能、國電等五大發(fā)電集團上網(wǎng)電量為19831.12億千瓦時，平均上網(wǎng)電價為374.10元/千千瓦時，比上年提高1.77%。

　　2010年，全國主要電網(wǎng)企業(yè)總售電量為3.4萬億千瓦時，平均購電價383.89元/千千瓦時，同比增長0.05%；平均銷售電價（不含政府性基金和附加）為571.44元/千千瓦時，同比增長6.95%。

　　對比上述三組數(shù)據(jù)，不難發(fā)現(xiàn)電廠平均上網(wǎng)電價增幅低于平均銷售電價，平均銷售電價高于平均購電價。在電力體系中，電網(wǎng)經(jīng)營形勢優(yōu)于電廠。

　　4月上旬，國家發(fā)改委上調(diào)16省市上網(wǎng)電價，由電網(wǎng)承擔電價上漲，未向銷售端轉(zhuǎn)移。但是，此舉難以為電廠帶來持續(xù)性利好。

　　山西省電力行業(yè)人士說：“小幅提高上網(wǎng)電價之后，煤炭價格將隨之攀升，電廠又重返虧損狀態(tài)。建議國家理順煤電價格，規(guī)范和加強電煤合同管理，加強電煤質(zhì)量及電煤合同兌現(xiàn)率監(jiān)控，定期或不定期開展檢查。”

　　有國家電力監(jiān)管部門、電網(wǎng)人士稱，電廠希望借電力緊張時機，向國家要政策，有炒作之嫌疑。“由于電量、電價

　　和電力項目均由政府確定，部分電力企業(yè)對政府依賴性強，始終認為虧損是政策性虧損，必須通過電價調(diào)整加以解決。”

　　此外，電力工業(yè)被指重投入、重規(guī)模、重速度，輕規(guī)劃、輕統(tǒng)籌、輕效益，無序發(fā)展問題十分突出，當需求出現(xiàn)波動時，電力不可避免出現(xiàn)震蕩，形成“短缺-過剩-短缺”的惡性循環(huán)。

　　輸配電成本是否可控？

　　在現(xiàn)行電力體制下，輸配尚未分離，電價構(gòu)成成本難以厘清。公眾對輸配電成本合理性的質(zhì)疑始終存在。如果輸配電成本能夠大幅削減，終端電價所承受的壓力將減少，理順煤電價格便擁有一定空間。

　　本報記者掌握的資料顯示，2010年，國內(nèi)主要電網(wǎng)企業(yè)輸配電成本合計4222.41億元，較上年同期增長20.92%。其中，國家電網(wǎng)公司3294.47億元，增長22.84%；南方電網(wǎng)公司927.92億元，增長14.58%。

　　在電網(wǎng)企業(yè)輸配電成本構(gòu)成中，折舊、職工薪酬以及其他費用所占比例最大，分別占41.64%、19.32%和27.15%。

　　2010年，國內(nèi)電網(wǎng)企業(yè)平均輸配電價（不含線損）為160.91元/千千瓦時，占銷售電價的28.15%。其中，國家電網(wǎng)輸配電價164元/千千瓦時，南方電網(wǎng)輸配電價160.51/千千瓦時，東北電網(wǎng)輸配電價最高，為169.46元/千千瓦時。

　　比較歷史數(shù)據(jù)，“十一五”期間，電網(wǎng)輸配電成本逐年增加。2006年，國家電網(wǎng)單位輸配電成本為106.68元/千千瓦時，南方電網(wǎng)單位輸電成本為109.83元/千千瓦時。

　　輸配電成本是否可控？這是另一個疑問。

　　在電力市場改革過程中，大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易范圍正在擴大。截至2010年底，已有安徽、福建、甘肅、浙江、重慶等六省大用戶與電廠直接交易，執(zhí)行輸配電價。

　　其中，甘肅省220千伏輸配電價為66元/千千瓦時，福建220千伏輸配電價為68元/千千瓦時，大幅低于電網(wǎng)企業(yè)輸配電平均價格近100元/千千瓦時。

　　國家能否出臺獨立的輸配電價，公平開放輸配電網(wǎng)，積極推進大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易？如果此舉成行，電價上漲壓力有所緩解，“電荒”或許能夠得到解決。