经济观察网 刘伟勋/文 始于今年4月份的新一轮“电荒”目前仍在蔓延，而往年4、5月份通常是介于冬夏两个用电高峰期之间的淡季。尽管与往年“电荒”发生的时段有所不同，但今年电力紧张的实质仍是供需失衡，根源仍是“市场煤、计划电”的体制性矛盾。

从供给侧来看，发电企业，尤其是占全国发电设备容量约73%的火电企业受制于高企的煤价和恶化的经营状况，发电积极性不高，是电力供给不足的主要原因。电监会一位官员指出，电力短缺的主要原因是火电企业开工率不高，而非发电装机容量不足。一些地方出现火电企业缺煤停机或以检修为名停机的现象，多数火电大省的生产能力并没有得到充分发挥。

火电设备利用小时，是衡量火电机组发电状况和电力供需形势的关键指标，2007年以来，随着电力装机的增长和用电需求的回落，火电设备利用小时比2003-2006年全国大规模“电荒”时明显下降，2010年为5031小时，而2004年为5991小时。

从中国电力企业联合会公布的统计数据来看，今年1-4月，火电设备利用小时为1734小时，同比提高20小时，仅增长1.1%，低于前4个月全社会用电量的同比增幅。中电联预计今年全年火电设备利用小时在5200小时左右，这一数字也低于2003年-2006年的平均水平。

当然，今年的“电荒”很大程度上来源于发电装机的结构性不合理，东部发达地区近年由于政府审批的新增发电机组较少，企业投资火电的积极性也较低，尽管部分省份前4个月发电设备利用小时已经比2007年提高了200多个小时，但仍难以满足当地的电力需求。

从全国来看，如果电煤价格合理，煤炭供应充足，理论上全国火电机组增加10%-20%的发电小时并非难事，电力短缺也将迎刃而解。然而在实际操作中，尽管电力需求增长达到两位数，但今年前4个月的火电设备利用小时同比仅略有增长，这反映出发电企业的矛盾心态：从自身短期经济利益的角度，不愿多发电，因为发的越多亏的越多，但考虑到肩负的社会责任、政府的监管和电网的处罚，又不能少发电。

在发电企业的各种约束条件中，对其最“硬”的约束是电网的年度购电计划，因为处于垄断地位的电网是发电企业的唯一买家，其购电量的多少，直接决定着发电企业的经济效益。在湖北、山东等省，地方政府和当地电网出台了对电厂缺煤停机的考核办法，利用经济手段“奖勤罚懒”。例如，湖北省规定，在湖北电网电力紧缺时段，对火电企业当年发电量计划按“超发不扣，欠发不补”原则进行考核管理，具体而言就是多发电量相应增加年度计划，少发电量相应扣减年度计划。

对当地发电企业而言，一旦因缺煤停机而被扣件年度计划，就意味着当电力宽松时，即便电厂煤炭充裕，电网也不允许其并网发电。受此约束，只要亏损在企业可以承受的范围内，电厂就不敢轻易少发或者不发电。

在我国截至2010年底9.6亿千瓦的电力装机中，华能、大唐、华电、国电、中电投这五大发电央企占到了近50%，其他7家涉足发电业务的央企和15家规模较大的地方国有发电企业占有约21%。这些占据主导地位的国有企业尽管大部分火电机组已处于亏损状态，但考虑到政府和社会的压力，也不会轻易少发或者不发电。而一些规模较小的非国有火电企业，特别是一些企业的自备电厂，由于资金极度紧张，已经既无动力也无能力坚持发电。

中电联的统计数据显示，五大发电央企今年前4个月火电生产亏损105.7亿元。

目前来看，国有发电企业正在通过煤炭、港口、风电等业务的盈利来弥补火电业务的亏损，但这只是权宜之计。在勉力维持的同时，发电企业默契地加大了呼吁政府提高电价、推进电价改革的力度。某种程度上，此次淡季出现的“电荒”，也有助于发电企业向政府争取电价和政策优惠。

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