“在电力平衡富余时期，各省希望尽量减少外购电，让本省的机组尽可能多发电，而在电力供应紧张时期，在自身电力供应尚难保证的情况下，地方政府部门人为设置省间壁垒，阻挠交易自由开展。”

　　中电联发电荒预警

　　援引中国电力企业联合会近日发布的报告，下半年，电力需求将保持较快增长，全国电力供需形势总体偏紧。预计迎峰度夏期间，全国最高用电负荷增长14%左右，华东、华北、华中、南方等电网电力供需缺口合计将达到3000-4000万千瓦。而迎峰度冬期间，全国电力缺口在2500-3000万千瓦左右。

　　8月1日消息，来自华东和华中电网的消息称，进入7月份以来，两网用电负荷屡破新高。华东电网表示，全网用电负荷在7月初突破1.68亿千瓦，目前仍在继续增长，目前仅江苏一省已突破6172万千瓦。而华中电网截至7月25日的用电负荷也突破1.2亿千瓦大关。

　　上述中电联的报告称，导致电力供应缺口的结构性因素包括新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降等。

　　值得注意的是，尽管大部分地区用电缺口将持续增大，但报告显示，迎峰度夏期间，东北、西北、内蒙西部等电网截至上半年仍有超过2000万千瓦的富余装机容量；而迎峰度冬期间，东北、西北和蒙西电网仍有富余。

　　“电荒”人为因素趋增

　　针对电力供应紧张，与过去因投资不足、缺少装机导致的“硬缺电”不同，近年来我国发电设备利用小时数持续偏低，显示出全国发电装机依然充足甚至过剩。

　　业内有关专家分析指出，新一轮“电荒”进一步凸显电力价格管制策略逐步减效，它在很大程度上源于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的人为因素停机。

　　发电设备利用小时数是发电装机供应能力的主要指标，发电设备利用小时超过5000小时往往伴随“电荒”出现。自2008年至今，我国发电设备利用小时数始终在4500—4700之间徘徊，说明发电装机比较充裕，本轮“电荒”不是供应能力而是供应机制的问题。

　　据专家分析，即便是缺电形势严峻的湖南，也存在火电产能闲置状况，而云南省局部地区在汛期还有窝电现象。中电联预计今夏电力缺口可能在3000万千瓦，仅占全国装机9.7亿千瓦的3%。由此判断，当前电力行业现状不具备演变为全国性“硬缺电”的基础。

　　华中电网公司就透露，本轮“电荒”很大程度归于人为因素，这主要是由于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的。比如，2011年年初，华中电力区域交易平台组织区域内省市煤电企业进行谈判，当时湖北省的火电企业需求560万吨煤，河南省的煤炭企业愿意供给706万吨，其中156万吨是按照河南标杆电价出的钱，剩下的略高于标杆电价1至2分钱。但最后由于政府干预，河南方面只输送了50万吨。

　　湖北能源集团长期“跑煤”的负责人贾曙光说，在电力平衡富余时期，各省希望尽量减少外购电，让本省的机组尽可能多发电，而在电力供应紧张时期，在自身电力供应尚难保证的情况下，地方政府部门人为设置省间壁垒，阻挠交易自由开展。据了解，2010年，因本身电力供应紧张，河南省政府要求停止外送电，导致河南送湖北、湖南电能交易合同完成率只有66.89%。

　　电煤

　　价格管制失效

　　近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出。自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格从2003年底的275元 /吨已大幅上涨到2011年6月底的840元/吨以上，累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。

　　2011年4月份国家发改委对部分省份上网电价进行了调整，但此次上网电价仍未调整到位，依然偏低，仅能减少部分省份的亏损额，而且电价调整的同时，市场煤价也跟随明显上涨，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。

　　1-5月份，火电生产企业实现利润总额75亿元，同比下降52.4%；上半年，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损66.5亿元，同比增亏50.9亿元， 其中，上半年火电生产企业亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。

　　由于价格机制没理顺，火电企业大面积亏损，生产积极性受到压制。“目前，火电企业负债率过高，由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，各电厂融资、借贷信用度下降甚至殆尽，流动资金严重短缺，发电生产采购电煤的资金已难以保证。”