国家发展改革委近日发出通知，决定自8月20日起，将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。图为宁夏马莲台电厂。新华社记者:王鹏 摄
山西多措并举保障电煤。8月14日，在山西焦煤西山煤电集团杜儿坪矿，一列火车正在装煤。新华社记者:燕雁 摄
编者按：继6月19日国家发展和改革委提高电价仅两个月，8月20日，发改委再次上调火电企业的上网电价。调价政策如此紧锣密鼓实际上缘于今夏以来我国一些省份遭遇了10年、甚至是30年来“最为严重的‘电荒’”。
“电荒”的再度侵袭不仅给人们生活带来很大影响，也给政府的宏观能源调控出了一道难题。有关专家认为，隐含在我国能源价格体制改革中“市场煤”与“计划电”的矛盾，正是此轮“电荒”的主要原因，由2002年而始的我国电力体制改革需加速推进。
现状：“高价”煤乃缺电主因
“今年出现的电力供应紧张和以往我们谈论的电力供应紧张有本质不同。”国家发展和改革委副主任、国家能源局局长张国宝说，去年我国燃煤火力发电厂平均运行时间与前年相比，下降了133个小时；今年上半年我国燃煤火力发电机组运行小时又比去年同期下降了50个小时左右。这一现象说明，当前电力紧张不是因为电力装机容量不足，而主要反映在煤炭供应紧张上。
张国宝的观点与中国电力企业联合会(以下简称中电联)此前发布的《2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》不谋而合。这份报告认为，电煤资源紧张、电厂存煤下降、缺煤停机容量增多是导致今年部分省区电力供需紧张甚至出现缺口的最主要原因。
“今年7月份以来，国家电网公司区域内电厂电煤库存一直在缓慢下滑。”国家电网公司新闻处刘心放说，截至8月初，国家电网公司区域内直调电厂存煤3358万吨，可用10至11天。存煤低于7天警戒线的电厂219座，占区域内电厂40%左右，其中存煤量低于3天的电厂87座，缺煤停机机组71台。截至7月30日，华中电网电煤库存615万吨，仅为去年同期的一半。
记者在采访中发现，“煤炭供应紧张导致缺电”的背后，实际上是不断飙升的煤炭价格。中电联提供的数据显示，在2007年全国电煤价格平均上涨35元/吨左右的基础上，今年的煤炭产运需衔接会签订的电煤合同平均价格再次上涨35至45元/吨。3月份以来，一些国有和地方煤矿重点电煤合同价格普遍上涨，涨幅介于15至100元/吨之间，有的达到200元/吨以上。从4月底到6月末仅两个月的时间，秦皇岛地区主流动力煤品种交易价格的整体上涨幅度达到了300元/吨以上，发热量5500千卡/千克的煤价达到920元/吨以上。
对此，已深处亏损之中的火力发电企业自然难以承受，尤其是装机容量在30万千瓦以下的小型火电机组，发电越多，亏损越多，企业停机似乎是情理之中。
对策：建立煤电互保的长效机制
除破解电煤瓶颈外，要实现电力行业的安全稳定运行，避免电力发展的大起大落，从更加宏观的角度保障国民经济的电力供应，中电联专家提出，应鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，进一步总结和研究煤电联营、煤电一体化、电力投资办煤的体制机制问题，建立煤电互保的长效机制。这对稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动，减少电力企业经营风险和困难具有非常重要的意义。此外，以“十一五”规划为指导，按照电力工业发展产业政策，在有条件地区加快实施建设大型煤电基地，充分利用电网包括特高压电网的输电通道，变输煤为输电；并坚持电源结构多元发展，完善清洁能源发展机制，加快发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源发展，提高非化石能源在一次能源中的比重。
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