应对“电荒”发改委密集上调电价

　　中电联发布的数据显示，4月，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业的合计用电量占全社会用电量的34.4％，环比提高了3.1％。由此可见高耗能行业死灰复燃速度之快。

　　为了调节电力供需，保障电力供应；也为了抑制非正常电力需求，推进节能减排，缓解发电企业经营困难，促进电企健康发展。政府相关部门再次密集上调电价，范围已扩大到16个省份。

　　4月上旬，国家发改委决定自4月10日起，上调山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州等10余个省份上网电价，每千瓦时平均上调2分左右。

　　5月底，国家发改委决定自6月1日起，上调15省市非居民电价平均1.67分钱，本次电价调整范围在原有基础上增加了安徽、湖南、江西三省。

　　6月8日，上海市发改委发布通知决定提高上海统调燃煤发电企业标杆上网电价以及燃机电厂上网电价。其中，燃煤发电企业调整方案为自2010年1月1日起，统调燃煤发电企业标杆上网电价每千瓦时提高0.05分；燃机电厂（采用天然气发电）调整方案为自2010年6月1日起，上网电度电价每千瓦时提高3.6分。值得注意的是，这份通知的签发日期为2011年6月1日，上调时间起始点均为2010年，这意味着此番调整对之前电力企业所发电量也有一定的补助。

　　提高上网电价侧重于在供给端增加发电量，提高销售电价侧重于在消费端遏制电力消费过快增长，二者结合，将会缩小用电缺口，缓解电荒局势。此次调价目的就是减轻电力企业亏损情况，提高发电积极性，因为此次电荒提前，而6月份是电力需求高峰，如果不采取措施，那么后期电荒将更加严重。

　　有数据显示，截至5月20日，各地最大电力缺口中，江苏和浙江两省分别以624万千瓦和386万千瓦位居前两位，但却未被划入此次调价范围之内，原因可能在于江浙等地电价一直较高，本身上调幅度已经不大。而且他们电厂的燃料基本从外省购入，电力资源的成本相对稳定。再次是该地区火电厂利用小时数已经处于高位，困扰其发展的一大因素是电煤不足，这些因素无法通过上调上网电价得到解决。像山西等省份，原来能从自己省份拿到价格较低的燃料，但现在随着煤炭价格的高涨，低价燃料没有了，山西发电的成本与原来相比高出了很多，从能源资源成本的角度来考虑，国家应该提高当地的电价。

　　此次调价虽然可在短期内减轻火电企业亏损压力，但电力企业仍然要亏损，因为后期煤炭价格可能会继续上涨。此次电价上调后，必然会增加上游的煤炭开采成本，煤价也将随着电价的上调而上调，最终还是难以弥补火电企业的亏损。

　　发改委上调上网电价短期内能够缓解煤电矛盾，但从长期看，解决煤电矛盾的根本之策还是在于电力体制的市场化改革上。光靠行政手段解决市场问题是行不通的，因为市场是时刻变化的，而行政手段则是具有一定的滞后性。我们应该适时推进电力体制的市场化改革。

　　鉴于我国电力市场化改革并不能一蹴而就，在当前转型的过程中，最紧迫的任务有两个：一是加强对煤炭的市场监管，二是建立市场诚信交易体系。目前电力有监管委员会，煤炭却没有，煤炭市场目前乱象较多，当务之急是把煤炭市场也纳入监管。建立诚信体系也很重要。以合同煤为例，签订合同后煤炭企业往往兑现不了承诺，由于都是国有大型企业，双方也没法打官司。因此，诚信体系的建立是电力市场建设的基础。

　　长期来看，要从根本上解决“电荒”问题和煤电矛盾，不仅要推进电力产业市场化改革，最重要的是要加快电力产业结构调整，因地制宜大力发展新型能源，实现地区电力资源多元化。与“煤炭外运，再发电”模式相比，“煤炭资源就地转化为电力再发送”模式更加经济，也减少对铁路、公路运输的压力，因此，应加快推进特高压等大规模、长距离电力转移项目的建设进度。