据了解到，由于目前各省市的上网电价纹丝未动，仅针对销售电价的调整并未为“资金荒”的发电企业“输血”。“电厂是生产单位，把出厂的每度电价按出厂价，批发打包卖给电网公司，这是上网电价，电网公司再进行输配电，相当于销售商，执行销售电价，电网也就是赚取两者差价。”上述电力人士对记者解释道。

    换言之，针对需求侧的电价调整与发电企业的营收并无半点关联，而是为本就“钱包鼓鼓”的电网再日添斗金。耐心寻味的是，与发电企业上周爆出“大唐集团30多家电厂破产成最赔钱央企”、“五大发电集团近三年亏损破千亿”等消息迥然有别，电网去年前11个月利润总额同比暴增1828%，切走行业65%的营收“蛋糕”。

    更值得质疑的是，据国家电监会统计，2010年全国主要电网企业平均购电价383.89元/千度，每度电仅为3毛8分钱;平均销售电价为571.44元/千度，每度电平均销售价格为5毛7分钱。这意味着每千度的购销差价有187.55元，每度购销差价近1毛9分钱。也就是说，电网从电厂购电，转手卖出的毛收入率高达49%。如此暴利，为何还要再提销售电价?令市场云遮雾障。

    博弈

    充裕电能折射厂网竞价

    据记者粗略统计，几乎每次“电荒”，地方政府先“动手术”的总是销售电价。而与此同时难以规避的现状是：亏损经营的发电厂出现了大面积停机检修。记者获悉，中部已有多个省份超过50%的火电机组处于检修状态。

    “你不给我涨价，我就拒不发电”——政策倾斜下，厂、网之间的暗自较劲已势同水火。一组数据更能体现近年“电荒”并非“硬缺电”的现实。以2010年的前车之鉴为例，中国电力企业联合会数据显示，当年中国发电装机容量达到9.6亿千瓦，供应能力强大;而该机构还统计发现，去年用电总量为4.19亿千瓦时，只占到发电能力的40%。

    超过60%电能闲置的状况也令针对厂网博弈的非议日嚣尘上：难道消费者是在为电力企业利益分配游戏的潜规则买单?

    “厂网分开后，割断了电厂与电网之间原先的产权关系，电网企业和配电公司是根据各发电企业和申报的电价确定最优的负荷分配方案。 ”一位电力系统内资深观察人士对记者表示，“整个发电输电过程可以看做一条电力供应链，由于发电厂和电网自身都处在一个寡头垄断的市场中，博弈在所难免。 ”

    在她看来，发电厂在用电高峰时期向电网企业“敲竹扛”，电网企业则在用电低谷时期向发电厂“敲竹扛”的现象在业内是公开秘密。 “发电厂和电网各自的最终得益，是一种寡头垄断利润的分配，从市场经济观点看，这一方面是有利于资源的有效配置，但电力作

    悖论

    东部紧缺西部泛滥

    在许多业内人士看来，几乎与季节平行、周期性发生的“电荒”已成中国经济的一块难除痼疾。拨开迷雾，结构性特征明显的中国式“电荒”不仅仅体现在厂网利润的不均衡分配上，还呈现出地域特点。

    记者注意到，3月以来被淡季“电荒”席卷的东南沿海与华中诸省，最大拉闸负荷超过3000万千瓦，而西北、东北的 “窝电”容量也接近3000万千瓦，与华中、华东缺电规模基本相当。以内蒙为例，2009年煤炭产能跃居全国首位，电力装机容量又取代广东位居全国第一，本应在鏖战电荒中大展身手，现实中却因输电通道限制“无路可走”而“窝居孤城”。

    林伯强认为，煤价高居难下的背景下，此前对煤电价格一体化联动的呼声并不可靠。 “如果煤价持续上涨，电企可能有动力卖煤炭，而不是用来发电。由于政府不能确定‘发电厂不销售自己的煤炭’，如果电企选择卖煤炭、不发电，那么鼓励煤电一体化来解决‘发电不赚钱，卖煤赚钱’的初衷，将无法实现。 ”

    他对记者表示，相形之下，如何破解煤炭运输瓶颈更为现实靠谱。“由于煤炭远离市场的资源分布特征，市场和需求迅速增长，铁路运力不足是长时间以来困扰中国煤炭运输的一个难题。虽然近年来中国铁路运输能力有所提升，但仍不能满足煤炭需求的增长，另一个可行的解决方法就是增加长距离特高压电力运输以替代煤炭运输。 ”

    不过，特高压电力建设也遭遇着业内安全性不够、投资金额性价比不高、线路利用率过低、比耗煤增加更多排放等诸多非议。更令市场担忧的是，在电力市场改革不充分的背景下，特高压会否沦为国网公司避免被按区域拆分命运的筹码?