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“这一轮电荒目前没有很好的解决方案。”5月26日，国家电监会内部人士对《财经》记者直言。
5月30日，国家发改委召开新闻通气会，宣布从6月1日起上调15个省市的上网和销售电价，包括山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北和贵州。
这些省市也正是此轮电荒的重灾区。2011年一季度以来，上述15个省级电网不约而同地出现电力缺口，大量企业不得不“开三停一”“每周停二”，更有部分城市减半路灯开启数量或停用景观灯。
夏季用电高峰尚未来临，电荒便已袭来，七年前的一幕今又重现。中国电力企业联合会(下称中电联)预测，今年将是自2004年大缺电以来缺电最严重的一年，保守估计全国供电缺口达到3000万千瓦左右，两倍于安徽省的发电装机容量。
4月底，北京师范大学能源与战略资源研究中心副主任林卫斌曾对媒体呼吁，电煤供需矛盾是造成此轮“电荒”的根本原因，解决问题的根本措施是上调电价。此言一出，舆论哗然。有能源专家认为，通过上调电价来解决电荒难题无异于扬汤止沸。但是，直接利益相关方，五大发电集团和两大电网公司始终对电价问题保持缄默。
不容乐观的是，提价似乎很难解决电荒问题。4月以来，发改委上调了包括山西、河南等在内的十余个中西部省份的上网电价，但电荒仍然延续。
5月30日，发改委将上述15个省市的上网电价平均每千瓦时上调2分钱左右。山西上调幅度最高，达3.09分，贵州最低，为1.24分。销售电价方面，工业、商业和农业用户的电价平均每千瓦时上调1.67分，山西上调幅度居首，达2.4分；幅度最低的四川上调0.4分。居民用户的电价未列入此次调整范畴。
厦门大学中国能源经济研究所教授林伯强对《财经》记者评价，发改委“没有其他选择”。火电亏损严重，很多火电企业不得不以“检修”为名逃避亏本生产，而高耗能产业对电力的需求增长显然过快。“此次上调短期内可能会对缓解电荒起作用，但从长期看，仍需建立煤电联动的长效机制。”
国泰君安的分析师认为，政府只能在调升电价、任由电荒蔓延二者之间，两害相权取其轻——应急性上调上网电价。作为电价调整推高通胀预期的对冲措施，销售电价(居民)的上调可能被推后至通胀明显回落之时。
“不能头疼医头、脚疼医脚。如今最重要的问题是协调煤炭、发电、电网等统筹发展。”国务院发展研究中心产业经济研究部产业发展研究室主任钱平凡对《财经》记者表示。
高耗能产业复燃
中电联发布的数据显示，1月至4月，全国电力消费尤其是第二产业用电持续旺盛，同比增长12.4％。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％。
报告称，这反映出今年电力供需形势是自2008年国际金融危机以来的最紧张状态。
上述电监会内部人士表示，“十二五”开局之年，地方政府都在追求漂亮的成绩单，在低碳产业尚无法发挥拉动GDP的作用时，见效快、高耗能产业自然成为必然选择。
该电监会人士分析，中西部地区用电10亿千瓦时，工业产值可达100亿元，创造财政收入10亿元。相同用电量下，东部经济发达地区的工业产值则高达120亿元至150亿元。
湖南省统计局新近公布的数据显示，今年一季度全省GDP达3646，6亿元，同比增长13.9％，连续七个季度同比增速在13％以上。其中，规模工业实现增加值1490.53亿元，同比增长21.8％，重工业实现增加值1039.63亿元，同比增长25.5％。
国家电网湖南省电力公司提供的数据显示，1月至3月，全省用电负荷维持在1400万千瓦左右／天，而统调可供负荷只有1000万千瓦／天，日电量需求约2.8亿千瓦时，日可供电量只有2亿千瓦时，电力缺口达400万千瓦／天，日电量缺口达8000万千瓦时，均占需求量29％，缺口将近三分之一。
不仅仅是湖南，江苏、浙江、江西、安徽等中东部省市也是如此。国家电网公司相关负责人告诉《财经》记者，截至5月20日，各地最大电力缺口中，江苏达624万千瓦，浙江为386万千瓦，安徽为204万千瓦，江西为124万千瓦。
“去年停工减产的很多项目在今年死灰复燃，迫于节能减排达标压力而受到抑制的高耗能产业产能正在集中释放。”电监会内部人士直言。2010年，电监会在电价检查中发现，部分省(区)自行出台优惠电价政策，此举助长了高耗能企业盲目发展。
中电联统计部主任薛静在接受《财经》记者采访时表示，局部地区时段性缺电在近几年一直存在，但此轮缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加等特点，主要仍是结构性缺电，即东部、中部地区季节性电力缺口增加，而西部、东北地区富余的电力却无法输送至东中部。长期以来，中国电力发展以就地平衡为主，能源配置过度依赖输煤。在山西、陕西、蒙西，煤炭调出区输煤输电比例为20：1。而华东煤炭调入区输煤输电比例则为48：1，输电比重明显偏低，带来运力紧张、煤炭价格快速上涨等一系列问题。
国家电网公司相关负责人告诉《财经》记者，东部地区火电装机已达3.2亿千瓦，占全国50％，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量是全国平均水平的20倍。受土地、环境承载能力等因素制约，国家能源局已不再批复东部地区大规模建造新火电厂。这意味着，东部地区的电力需求需通过跨区电网从西部、北部等能源基地向其大规模输电。
“但目前跨区电网建设严重滞后，跨区输电能力不足，东北、西北电网富余电力难以支援华东、华中、华北的电网。”该负责人说，目前，东北和西北地区还分别富余1300万千瓦至1400万千瓦左右电力，正好可弥补中东部地区的电力缺口。
国网能源研究院副总经济师白建华指出，2013年，若淮南(浙北)——上海、锡盟——南京、蒙西(陕北)——长沙、淮南(南京)——上海、靖边——连云港、溪洛渡——浙西、哈密——郑州等一批特高压项目能如期建成投产，可基本解决国家电网经营区域电力供需紧张矛盾。否则，其经营区域最大电力缺口将超过7000万千瓦。
“特高压线路的建设工期一般在一年半左右，但政府的批复速度并未达到国家电网的预期。”一位不便透露姓名的业内人士告诉《财经》记者。
前述电监会内部人士甚至表示，“送不出来和不发电完全是两码事，前者是现象，后者则由体制造成。若体制障碍不消除，即使建好了线路，电厂仍旧没有动力发电，结果还是无电可送。”
煤价疯涨之谜
多省存在缺电现象的同时，中国的发电产能却面临过剩。中电联公布的数据表明，2010年中国用电总量为4.19 亿千瓦时，仅为发电能力的40％。这意味着，有六成发电产能处于闲置状态。
对此，电监会有关人士分析称，发电企业投资和营运火电的能力和意愿下降，而新能源无法在负荷高峰起到支撑性电源的作用，是引发本轮电荒的根本原因。
国泰君安分析师王威指出，供求关系转向、水电出力不济、发电装机区域分布失衡等是电力供应短缺的共性原因，而今年一季度较去年出现的最明显的变化是，煤炭价格快速上涨，由此导致的火电企业发电积极性下降，才是近期部分地区电力供应紧张的最根本原因。
秦皇岛煤价是全国煤价风向标，5月25日，5500大卡发运港口市场煤价已达每吨830元至840元，同比上涨10％左右。同日，最新一期的环渤海地区动力煤价格指数较前一报告周期上涨了5元／吨，已是连续第十周上涨。
电煤价格不断上涨，但是电价却没有同步上涨。“发得越多亏得越多”的现象在发电行业普遍存在。
中电联行业统计调查结果显示，今年1月至4月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损合计高达105.7亿元。电监会内部统计数据亦显示，截至2010年底，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损面已达54％，其中有85个资产负债率超过100％的电厂处于破产境地，占比高达19％。
“这一方面造成电厂缺煤停机，或者增加机组检修；另一方面严重打击了发电企业的投资意愿。”电监会一位不愿具名的研究人员告诉《财经》记者，目前，湖南等个别地区火电机组停机比例甚至超过50％，而2010年全国火力发电投资已从2005年的2269亿元大幅下降至1311亿元。
4月2日，国家发改委曾下发紧急通知，表示要严查电煤价格，并告诫企业不得变相涨价。对此，中国煤炭运销协会顾问武承厚对《财经》记者评价，煤炭价格疯涨背后是“市场煤”与“计划电”的矛盾，是煤炭价格双轨制造成的，简单的行政指令根本无法压制住市场冲动。
煤炭价格虽早已放开，但囿于电价由政府制定、发电量按计划分配，煤炭交易至今仍被生硬地分割为行政办法规定的重点订货合同交易(即“计划煤”)和市场采购(即“市场煤”)两个完全不同的市场，始终没有形成全国统一的市场体系。
在这一双轨制体系中，“九五”“十五”期间按照国家规划建立起来的重点电厂，可享受一定量的计划煤指标，而“十一五”期间大量上马的纯市场化电厂则只能完全依靠市场煤。目前，计划煤的合同指导价为570元／吨，与市场煤的价差已高达260元／吨。
于是，在市场煤价疯涨的前提下，重点电厂不缺计划煤但不愿意购买市场煤，而纯市场化电厂则买不起市场煤。武承厚介绍，2010年电煤合同框架总量是7.69亿吨，其中国家必保量仅为3.8亿吨，电力缺口由此产生。
武承厚告诉《财经》记者，目前，市场煤运到火车上的价格并不高，平均每吨450元左右，但到达电厂的价格已超过800元／吨。中间的物流成本成为煤炭价格疯涨的实际推手。
在煤炭的铁道运力中，同样分为计划和市场两部分，计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出高昂成本，很多铁路职工经营的“三产”“多经”企业从中渔利，早已是行业内的潜规则。此外，再加上车费、车板费等各种名目的收费，物流成本已达电煤终端售价的50％以上，近一半是不合理费用。
“市场煤价格居高不下，中间商和部分发电企业也开始了倒卖重点煤合同。”武承厚直言，既然发电亏损，倒不如把自己的计划煤按略低于市场行情的价格卖出去，或有利可图。同时，在许多“纵向一体化”发电企业中，自产煤并未供己生产，而同样以市场价销售出去，亦为煤价疯涨推波助澜。“这样的电厂并不在少数，他们两头受益，既拿着计划煤受益，又拿着自己的自产煤再次受益。”
出路在哪里
几年前，为减少交易成本、稳定火电机组燃料供应，以五大发电集团为代表的大型发电企业纷纷提出向“综合能源集团”转型，加大了对上游煤矿乃至水陆运输项目的投资。
截至2010年底，五大发电集团所控股的煤炭产能、产量已经达到2亿吨／年左右，“十二五”期间更有望达到4.5亿吨／年左右。然而，在现行电价机制下，这一纵向一体化的煤电联营却成了孕育灰色利益链的温床，倒卖电煤和运力指标的行为屡见不鲜。
与此同时，近年来发电企业并购煤矿的努力并不顺利。业内人士对《财经》记者透露，收购困境包括与地方谈判困难、股权不完整、缺乏自己的专业队伍、各项成本高昂等，且发电企业所能获得的项目多是劣煤老矿，在规模上远远无法满足所需。目前，五大发电集团已被迫转战至蒙古、越南、印尼、俄罗斯等国家，但运力成本随即被抬高。
2004年底，为缓解煤电矛盾，国家发改委亦曾出台煤电联动机制，规定以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便相应调整电价；如变化幅度不到5％，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5％再进行电价调整。
但这一以政府主导为杠杆的政策并没有给市场带来福音，它不仅未能全面反映煤炭的涨价因素，也未能得到有效执行。相反，由于煤电联动时间一再拖延，扰乱了电力企业的正常经营。
“企业觉得成天被政府玩弄于股掌之间，现在都烦了。如今的对策就是不上电厂、不发电，憋着问题，看谁最先着急，直到体制改变的那一天。”电监会内部人士表示，由于政策的难以预期，额外增加了企业经营与财务管理的困难和混乱。
林伯强认为，发改委的此次调价虽然可暂时缓解电荒并遏制高耗能产业，但从长期来看，要解决电荒问题，仍需建立煤电联动的长效机制。
薛静指出，目前，湖南、江西等几个省份缺电最严重，上网电价每千瓦时上调2分钱只能起缓冲作用，即使大幅上调0.1元／千瓦时也难以使煤电厂扭亏。
“煤电联而不动，这就是个死结。”武承厚说，“既然煤炭企业有计划煤指标让利给发电企业，凭什么电网企业不能让利给发电企业?”在他看来，提高上网电价和工业销售电价，继续保持居民用电价格不变，同时再辅以政府对整个流通领域的监管，才能有效地解决电荒难题。
中国能源网首席信息官韩晓平表示，解开能源乱麻的关键还在于尽快启动电力改革，供电企业交给地方政府管理，价格根据用户用电特性和安全要求，由双方以及燃料供应企业和运输企业共同协商。同时，发改委应该进一步明确和鼓励煤电之间建立长期协议机制。
前述电监会内部人士指出，不论电力还是煤炭，比价格水平问题更重要的，是其背后资源价值的分配问题，“这是理顺中国资源价格体系并最终解决电煤矛盾、保障电力供应的关键。”
终端电力商品价值主要由资源环境价值及溢价、采煤环节要素增值、发电环节要素增值、电网路网要素增值等四部分组成，其中前两项构成煤价。在这四个环节中，采煤与发电均是多元竞争性环节并由市场定价，电网、路网则多为区域特许经营并受到价格管制。
该人士表示，根据供求关系或市场波动大比例提高电价时，还需处理好两个问题，一是对终端消费者进行普遍而差异化的补贴。二是对煤炭等矿产品提取足够高的资源税。“如果不同步配套进行税收、补贴政策的补充完善，单纯提高电价就是一种典型的‘跛足政策’。”
该人士告诉《财经》记者，要彻底根治中国式电荒，必须在更加宏观的层面上深化政府体制改革，提高公共治理水平，丰富宏观调控手段，加强专业监管能力，优化公共产品供给，增强社会管理能力，最终在能源资源领域形成“高税收一高电价一高补贴一强监管”的新型公共管理体系。
5月30日，国家发改委召开新闻通气会，宣布从6月1日起上调15个省市的上网和销售电价，包括山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北和贵州。
这些省市也正是此轮电荒的重灾区。2011年一季度以来，上述15个省级电网不约而同地出现电力缺口，大量企业不得不“开三停一”“每周停二”，更有部分城市减半路灯开启数量或停用景观灯。
夏季用电高峰尚未来临，电荒便已袭来，七年前的一幕今又重现。中国电力企业联合会(下称中电联)预测，今年将是自2004年大缺电以来缺电最严重的一年，保守估计全国供电缺口达到3000万千瓦左右，两倍于安徽省的发电装机容量。
4月底，北京师范大学能源与战略资源研究中心副主任林卫斌曾对媒体呼吁，电煤供需矛盾是造成此轮“电荒”的根本原因，解决问题的根本措施是上调电价。此言一出，舆论哗然。有能源专家认为，通过上调电价来解决电荒难题无异于扬汤止沸。但是，直接利益相关方，五大发电集团和两大电网公司始终对电价问题保持缄默。
不容乐观的是，提价似乎很难解决电荒问题。4月以来，发改委上调了包括山西、河南等在内的十余个中西部省份的上网电价，但电荒仍然延续。
5月30日，发改委将上述15个省市的上网电价平均每千瓦时上调2分钱左右。山西上调幅度最高，达3.09分，贵州最低，为1.24分。销售电价方面，工业、商业和农业用户的电价平均每千瓦时上调1.67分，山西上调幅度居首，达2.4分；幅度最低的四川上调0.4分。居民用户的电价未列入此次调整范畴。
厦门大学中国能源经济研究所教授林伯强对《财经》记者评价，发改委“没有其他选择”。火电亏损严重，很多火电企业不得不以“检修”为名逃避亏本生产，而高耗能产业对电力的需求增长显然过快。“此次上调短期内可能会对缓解电荒起作用，但从长期看，仍需建立煤电联动的长效机制。”
国泰君安的分析师认为，政府只能在调升电价、任由电荒蔓延二者之间，两害相权取其轻——应急性上调上网电价。作为电价调整推高通胀预期的对冲措施，销售电价(居民)的上调可能被推后至通胀明显回落之时。
“不能头疼医头、脚疼医脚。如今最重要的问题是协调煤炭、发电、电网等统筹发展。”国务院发展研究中心产业经济研究部产业发展研究室主任钱平凡对《财经》记者表示。
高耗能产业复燃
中电联发布的数据显示，1月至4月，全国电力消费尤其是第二产业用电持续旺盛，同比增长12.4％。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％。
报告称，这反映出今年电力供需形势是自2008年国际金融危机以来的最紧张状态。
上述电监会内部人士表示，“十二五”开局之年，地方政府都在追求漂亮的成绩单，在低碳产业尚无法发挥拉动GDP的作用时，见效快、高耗能产业自然成为必然选择。
该电监会人士分析，中西部地区用电10亿千瓦时，工业产值可达100亿元，创造财政收入10亿元。相同用电量下，东部经济发达地区的工业产值则高达120亿元至150亿元。
湖南省统计局新近公布的数据显示，今年一季度全省GDP达3646，6亿元，同比增长13.9％，连续七个季度同比增速在13％以上。其中，规模工业实现增加值1490.53亿元，同比增长21.8％，重工业实现增加值1039.63亿元，同比增长25.5％。
国家电网湖南省电力公司提供的数据显示，1月至3月，全省用电负荷维持在1400万千瓦左右／天，而统调可供负荷只有1000万千瓦／天，日电量需求约2.8亿千瓦时，日可供电量只有2亿千瓦时，电力缺口达400万千瓦／天，日电量缺口达8000万千瓦时，均占需求量29％，缺口将近三分之一。
不仅仅是湖南，江苏、浙江、江西、安徽等中东部省市也是如此。国家电网公司相关负责人告诉《财经》记者，截至5月20日，各地最大电力缺口中，江苏达624万千瓦，浙江为386万千瓦，安徽为204万千瓦，江西为124万千瓦。
“去年停工减产的很多项目在今年死灰复燃，迫于节能减排达标压力而受到抑制的高耗能产业产能正在集中释放。”电监会内部人士直言。2010年，电监会在电价检查中发现，部分省(区)自行出台优惠电价政策，此举助长了高耗能企业盲目发展。
中电联统计部主任薛静在接受《财经》记者采访时表示，局部地区时段性缺电在近几年一直存在，但此轮缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加等特点，主要仍是结构性缺电，即东部、中部地区季节性电力缺口增加，而西部、东北地区富余的电力却无法输送至东中部。长期以来，中国电力发展以就地平衡为主，能源配置过度依赖输煤。在山西、陕西、蒙西，煤炭调出区输煤输电比例为20：1。而华东煤炭调入区输煤输电比例则为48：1，输电比重明显偏低，带来运力紧张、煤炭价格快速上涨等一系列问题。
国家电网公司相关负责人告诉《财经》记者，东部地区火电装机已达3.2亿千瓦，占全国50％，长三角地区每平方公里每年二氧化硫排放量是全国平均水平的20倍。受土地、环境承载能力等因素制约，国家能源局已不再批复东部地区大规模建造新火电厂。这意味着，东部地区的电力需求需通过跨区电网从西部、北部等能源基地向其大规模输电。
“但目前跨区电网建设严重滞后，跨区输电能力不足，东北、西北电网富余电力难以支援华东、华中、华北的电网。”该负责人说，目前，东北和西北地区还分别富余1300万千瓦至1400万千瓦左右电力，正好可弥补中东部地区的电力缺口。
国网能源研究院副总经济师白建华指出，2013年，若淮南(浙北)——上海、锡盟——南京、蒙西(陕北)——长沙、淮南(南京)——上海、靖边——连云港、溪洛渡——浙西、哈密——郑州等一批特高压项目能如期建成投产，可基本解决国家电网经营区域电力供需紧张矛盾。否则，其经营区域最大电力缺口将超过7000万千瓦。
“特高压线路的建设工期一般在一年半左右，但政府的批复速度并未达到国家电网的预期。”一位不便透露姓名的业内人士告诉《财经》记者。
前述电监会内部人士甚至表示，“送不出来和不发电完全是两码事，前者是现象，后者则由体制造成。若体制障碍不消除，即使建好了线路，电厂仍旧没有动力发电，结果还是无电可送。”
煤价疯涨之谜
多省存在缺电现象的同时，中国的发电产能却面临过剩。中电联公布的数据表明，2010年中国用电总量为4.19 亿千瓦时，仅为发电能力的40％。这意味着，有六成发电产能处于闲置状态。
对此，电监会有关人士分析称，发电企业投资和营运火电的能力和意愿下降，而新能源无法在负荷高峰起到支撑性电源的作用，是引发本轮电荒的根本原因。
国泰君安分析师王威指出，供求关系转向、水电出力不济、发电装机区域分布失衡等是电力供应短缺的共性原因，而今年一季度较去年出现的最明显的变化是，煤炭价格快速上涨，由此导致的火电企业发电积极性下降，才是近期部分地区电力供应紧张的最根本原因。
秦皇岛煤价是全国煤价风向标，5月25日，5500大卡发运港口市场煤价已达每吨830元至840元，同比上涨10％左右。同日，最新一期的环渤海地区动力煤价格指数较前一报告周期上涨了5元／吨，已是连续第十周上涨。
电煤价格不断上涨，但是电价却没有同步上涨。“发得越多亏得越多”的现象在发电行业普遍存在。
中电联行业统计调查结果显示，今年1月至4月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损合计高达105.7亿元。电监会内部统计数据亦显示，截至2010年底，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损面已达54％，其中有85个资产负债率超过100％的电厂处于破产境地，占比高达19％。
“这一方面造成电厂缺煤停机，或者增加机组检修；另一方面严重打击了发电企业的投资意愿。”电监会一位不愿具名的研究人员告诉《财经》记者，目前，湖南等个别地区火电机组停机比例甚至超过50％，而2010年全国火力发电投资已从2005年的2269亿元大幅下降至1311亿元。
4月2日，国家发改委曾下发紧急通知，表示要严查电煤价格，并告诫企业不得变相涨价。对此，中国煤炭运销协会顾问武承厚对《财经》记者评价，煤炭价格疯涨背后是“市场煤”与“计划电”的矛盾，是煤炭价格双轨制造成的，简单的行政指令根本无法压制住市场冲动。
煤炭价格虽早已放开，但囿于电价由政府制定、发电量按计划分配，煤炭交易至今仍被生硬地分割为行政办法规定的重点订货合同交易(即“计划煤”)和市场采购(即“市场煤”)两个完全不同的市场，始终没有形成全国统一的市场体系。
在这一双轨制体系中，“九五”“十五”期间按照国家规划建立起来的重点电厂，可享受一定量的计划煤指标，而“十一五”期间大量上马的纯市场化电厂则只能完全依靠市场煤。目前，计划煤的合同指导价为570元／吨，与市场煤的价差已高达260元／吨。
于是，在市场煤价疯涨的前提下，重点电厂不缺计划煤但不愿意购买市场煤，而纯市场化电厂则买不起市场煤。武承厚介绍，2010年电煤合同框架总量是7.69亿吨，其中国家必保量仅为3.8亿吨，电力缺口由此产生。
武承厚告诉《财经》记者，目前，市场煤运到火车上的价格并不高，平均每吨450元左右，但到达电厂的价格已超过800元／吨。中间的物流成本成为煤炭价格疯涨的实际推手。
在煤炭的铁道运力中，同样分为计划和市场两部分，计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出高昂成本，很多铁路职工经营的“三产”“多经”企业从中渔利，早已是行业内的潜规则。此外，再加上车费、车板费等各种名目的收费，物流成本已达电煤终端售价的50％以上，近一半是不合理费用。
“市场煤价格居高不下，中间商和部分发电企业也开始了倒卖重点煤合同。”武承厚直言，既然发电亏损，倒不如把自己的计划煤按略低于市场行情的价格卖出去，或有利可图。同时，在许多“纵向一体化”发电企业中，自产煤并未供己生产，而同样以市场价销售出去，亦为煤价疯涨推波助澜。“这样的电厂并不在少数，他们两头受益，既拿着计划煤受益，又拿着自己的自产煤再次受益。”
出路在哪里
几年前，为减少交易成本、稳定火电机组燃料供应，以五大发电集团为代表的大型发电企业纷纷提出向“综合能源集团”转型，加大了对上游煤矿乃至水陆运输项目的投资。
截至2010年底，五大发电集团所控股的煤炭产能、产量已经达到2亿吨／年左右，“十二五”期间更有望达到4.5亿吨／年左右。然而，在现行电价机制下，这一纵向一体化的煤电联营却成了孕育灰色利益链的温床，倒卖电煤和运力指标的行为屡见不鲜。
与此同时，近年来发电企业并购煤矿的努力并不顺利。业内人士对《财经》记者透露，收购困境包括与地方谈判困难、股权不完整、缺乏自己的专业队伍、各项成本高昂等，且发电企业所能获得的项目多是劣煤老矿，在规模上远远无法满足所需。目前，五大发电集团已被迫转战至蒙古、越南、印尼、俄罗斯等国家，但运力成本随即被抬高。
2004年底，为缓解煤电矛盾，国家发改委亦曾出台煤电联动机制，规定以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便相应调整电价；如变化幅度不到5％，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5％再进行电价调整。
但这一以政府主导为杠杆的政策并没有给市场带来福音，它不仅未能全面反映煤炭的涨价因素，也未能得到有效执行。相反，由于煤电联动时间一再拖延，扰乱了电力企业的正常经营。
“企业觉得成天被政府玩弄于股掌之间，现在都烦了。如今的对策就是不上电厂、不发电，憋着问题，看谁最先着急，直到体制改变的那一天。”电监会内部人士表示，由于政策的难以预期，额外增加了企业经营与财务管理的困难和混乱。
林伯强认为，发改委的此次调价虽然可暂时缓解电荒并遏制高耗能产业，但从长期来看，要解决电荒问题，仍需建立煤电联动的长效机制。
薛静指出，目前，湖南、江西等几个省份缺电最严重，上网电价每千瓦时上调2分钱只能起缓冲作用，即使大幅上调0.1元／千瓦时也难以使煤电厂扭亏。
“煤电联而不动，这就是个死结。”武承厚说，“既然煤炭企业有计划煤指标让利给发电企业，凭什么电网企业不能让利给发电企业?”在他看来，提高上网电价和工业销售电价，继续保持居民用电价格不变，同时再辅以政府对整个流通领域的监管，才能有效地解决电荒难题。
中国能源网首席信息官韩晓平表示，解开能源乱麻的关键还在于尽快启动电力改革，供电企业交给地方政府管理，价格根据用户用电特性和安全要求，由双方以及燃料供应企业和运输企业共同协商。同时，发改委应该进一步明确和鼓励煤电之间建立长期协议机制。
前述电监会内部人士指出，不论电力还是煤炭，比价格水平问题更重要的，是其背后资源价值的分配问题，“这是理顺中国资源价格体系并最终解决电煤矛盾、保障电力供应的关键。”
终端电力商品价值主要由资源环境价值及溢价、采煤环节要素增值、发电环节要素增值、电网路网要素增值等四部分组成，其中前两项构成煤价。在这四个环节中，采煤与发电均是多元竞争性环节并由市场定价，电网、路网则多为区域特许经营并受到价格管制。
该人士表示，根据供求关系或市场波动大比例提高电价时，还需处理好两个问题，一是对终端消费者进行普遍而差异化的补贴。二是对煤炭等矿产品提取足够高的资源税。“如果不同步配套进行税收、补贴政策的补充完善，单纯提高电价就是一种典型的‘跛足政策’。”
该人士告诉《财经》记者，要彻底根治中国式电荒，必须在更加宏观的层面上深化政府体制改革，提高公共治理水平，丰富宏观调控手段，加强专业监管能力，优化公共产品供给，增强社会管理能力，最终在能源资源领域形成“高税收一高电价一高补贴一强监管”的新型公共管理体系。