在短暂平静后，6月的第三周,动力煤价格再次上涨5~10元/吨不等。6月20日,中国电力企业联合会发布数据显示，虽然国家发改委自4月起上调了部分地区上网电价，但因煤价持续上涨，五大发电集团火电业务仍然亏损。业界认为，煤价上涨仍是火电巨亏的根本原因。而在经历了长达数月的淡季严重缺电之后，更令人担忧的是，发电经营持续困难会给迎峰度夏期间电力供应保障带来较大风险。

    严重缺电的形势在今年年初就已见端倪。

    今年第一季度，浙江省用电量同比增长了15%。其中化工、有色金属制造等高耗能产业的用电增幅更是高达20%。从3月份开始，浙江许多地方开始实施“开三天停一天”的限电措施，不单是工业用电，连居民用电也受到波及。

    4月，国家发改委主管煤电运行的副主任、国家能源局局长刘铁男先后到大唐、华能、华电、国电等主要发电集团，以及山西大同煤矿集团等煤炭生产企业和主要产煤大省进行了调研。

    此间，国家发改委下发了关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知。4月27日，国家发改委价格司开始约谈大型煤炭企业，就保持市场煤炭价格稳定进行沟通。4月28日，第一季度的用电形势报告发布，十多个省份出现“电荒”问题。当日，国家发改委发布《有序用电管理办法》，要求各地加强电力需求侧管理，做好有序用电工作。

    煤价持续上涨，不少火电企业资金链断裂，“无钱买煤”，没有煤发电，这使得各地电力供需形势愈加不容乐观。进入5月，湖北全省电煤库存一度徘徊在160万吨警戒线上下。重庆市副市长童小平表示，预计迎峰度夏期间，重庆最大电力缺口约在200万千瓦以上，约占电力需求的20%。

    业内人士认为，今年有可能是自2004年大缺电以来电力供需形势最紧张的一年。记者从国家电网公司了解到，预计整个迎峰度夏期间，国家电网公司经营区域内电力缺口将达3000万千瓦。其中，华北地区缺电将达700万千瓦，华东地区缺电将达600万千瓦，华中地区缺电将达1700万千瓦，而东北、西北电网却将富余电力2700万千瓦。但由于没有额外输电通道，东北和西北电网的富余电力难以支援“三华”电网。

    艰难博弈：煤价上涨“对冲”电价上调

    6月1日，国家发改委经济运行局副局长贾复生在解读局部地区能源供需形势趋紧的状况时表示，这主要是由于一些地区经济增速偏快，工业生产快速增长，同时也有煤炭进口下滑、来水偏枯等原因。

    事实上，趋紧的电力供需形势，使得人们把关注的目光更多地投向煤电矛盾。

    记者采访的多位业内专家均表示，由于传统的煤电油运一体化能源发展方式未能改变，导致煤电之间的艰难博弈延续至今，“且仍未缓解电荒”。

    不仅未能缓解，从6月20日中电联发布的数据来看，煤电矛盾还有可能继续加大电力缺口的可能，使电力供应保障面临风险。

    国家电监会4月向国务院汇报时即指出，近年来我国电力安全供给的支撑性下降值得关注。国家电监会有关人士称，支撑性下降的原因在于发电企业投资建设火电的积极性下降，而新能源无法在负荷高峰起到支撑性电源的作用，由此导致了本轮“电荒”的出现。

    中电联相关负责人告诉记者，我国能源禀赋等因素决定了一个时期内煤电占电能生产比重较高，但受制于高企的煤价和恶化的经营状况，占全国发电装机容量约73%的火电企业普遍出现亏损，发电积极性不高，这成为电力供应不足的主要原因。

    根据国家统计局统计，1~4月份，火电生产企业利润总额同比下降58.6%，销售利润率仅有1.4%，比上年同期降低2.6个百分点。这说明作为电力供应保障基础的火电企业，仍然处于经营困局之中。另据中电联行业统计调查显示，5月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电业务当月仍然亏损16.9亿元，亏损额与上月基本持平；1~5月份，五大发电集团火电生产亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元。

    “发多少亏多少，发得越多，亏得越多。”上述负责人向记者讲述发电企业的境遇时说，“煤价上涨是根本原因”。

    6月20日，国家发改委宣布上调12个省（直辖市）的上网电价已逾两月，但火电企业并未表现出持续的发电积极性。“4月刚刚上调上网电价时，电厂发电的确实现了基本止亏，但电煤的价格马上跟了上来，电厂发电减亏很快就终结了。”湖南一家发电企业的工作人员无奈地对记者说。记者在海运煤炭信息网了解到，4月，秦皇岛港山西优混5500大卡煤炭平均价环比上涨11.3元/吨，造成当月火电企业主营业务成本同比增速达到22.2%。到5月18日，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价已高达每吨835元。煤价上涨已经“对冲”电价上调给火电企业带来的利润空间，影响了火电企业发电的积极性，进而引发“电荒”担忧。

    寻求破解：转变能源发展方式

    业内认为，此次电价调整并未能完全反映此前累积的电煤涨幅，而且在此次调价的同时，电煤价格也随之上涨，火电企业仍处于亏损状态，市场忧虑情绪仍在增加：亏损加剧后，企业是否还能保持发电积极性，是否还有动力投资新项目？由此造成的电力供应不足局面是否还会持续？

    针对市场忧虑情绪，一位央企发电集团人士表示，发电企业作为央企不会因为亏损就不投资、不发电。国家能源局电力司相关负责人则表示，政府正在考虑采取注入资本金等方式解决电力企业资金问题。

    记者还获悉，国家发改委近期将集中审批一批符合电力产业政策和上大压小要求，能够快速缓解浙江、江苏、上海、福建、广东、湖南、重庆、山东等地电力供应矛盾的火电和电网项目；力争在用电高峰期间，有更多的发电机组和输电线路投产运营。

    种种迹象表明，上调电价，仅仅是“电荒”的治标之道。

    国家电网公司能源研究院高级经济师白建华在接受采访时表示，“电荒”从表面看是由电煤不足、水电乏力引起的，但究其根本，是由粗放的能源发展方式导致的。

    长期以来，我国电力工业主要采用就地平衡模式发展，即“哪里需要电就在哪里建电厂”，大部分火电厂都建在东部负荷中心地区，而我国煤炭资源却主要富集在西部地区。这一发展模式导致电煤运输压力巨大、电厂电煤成本增加。要破解“电荒”，除加快经济结构调整、控制能源消费总量外，必须从能源发展方式入手，进一步优化电源布局、资源配置，大力提高西部地区输电比例、理顺煤电价格机制、加大跨区电网建设等。

    “通过结构调整和产业升级实现节能减排和控制能源消费总量，是转变经济发展方式的重要举措，也是缓解当前能源供需矛盾的治本之策。”刘铁男说。

    中电联则建议采取综合措施，积极应对“十二五”期间可能出现的电力供需偏紧势头：尽快核准开工较大规模的电源项目；开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，加快远距离交直流特高压跨区线路建设。同时，加快转变经济发展方式，促进经济结构优化，适度上调电价，特别是进一步提升高耗能产业电价差价等。