电荒何以频频出现能源改革势在必行-第4页-北极星火力发电网

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（五）缺电与窝电为什么同时并存？

近几年出现的“软缺电”，一个显著特征是省区间局部窝电与局部缺电并存。究其原因，煤价导致亏损是诱因，机制缺乏是核心。主要表现为：一是跨省区市场交易机制不健全；二是未建立不同市场主体的利益共享机制。目前，以电网公司由上自下下达全年的跨省区送受电量计划并临时调整的做法存在诸多问题。主要表现为：缺乏第三方的独立交易平台，仍以电网为主导，政府或监管缺位，计划色彩浓厚；市场导向机制缺失，交易信息不透明；电厂没有参与权和知情权，电厂无法事先掌握跨省区的电力流向、电量、价格、输电费、交易时段等核心交易信息；计划量与真实需求差距较大，电能流向不合理，存在二次能源与市场需求逆向流动的情况；部分交易存在对冲、接力情况，甚至存在虚假交易的问题等等。更重要的是：通过“网对网”方式所产生的送出省与送入省较大的电价价差，几乎全部由电网通过分段设置收费主体的形式（目的是规避输电费不超过3分钱的国家规定）独享，甚至强行大幅压低外送电厂的上网电价，且在不同电网之间的利益分配也极不公平。上述情况，一方面导致“窝电”与“缺电”并存，具体表现为：今年以来由于煤价继续上涨，诸多送出省份火电厂若按照以往年度电网与其确定的降价幅度（与本省火电标杆价相比）外送，没有任何边际利润（即每多发一度电更加亏损），导致送出省虽发电能力富裕但不愿多发电外送，出现送出地区“窝电”，而东部、南部省份由于水电来水及用电需求的问题以及外受电量较往年大幅度下降，出现一定程度的拉限电。我们曾对山西、陕西、湖北、湖南、四川等省份的调研数据也证明了这一点。另一方面，上述利益分配机制的不合理也为不同省、网电力公司之间调节利润留下了的空间，省间送电价差在不同电网公司之间的分配不合理也使得利益受损的省网公司内心持保留意见。国家电监会连续几年《全国电力市场交易秩序监管报告》所披露的内容便是有力佐证。

三、措施和建议

上述剖析已经不难看出：现有的管理体制下决定了目前所采取的各类措施，都只能是临时和应急性的。如若不从改革能源和公共事业管理体制上入手，不从改革政府旧有的管制方法入手，不从全面推进电力市场化改革入手，是无法彻底解决“电荒”的。为此，提出如下措施和建议。

（一）短期临时措施

1、统筹解决电煤中间环节税费收取的问题，改善电煤运输环境，切实降低电煤到厂价格。中央要真正下决心理顺细化地方电煤运输管理体制，规范电煤公路运输秩序，调整主要产煤省市县政府对省内跨区电煤公路运输的多头管理、多头收费政策。合并电煤运销环节的收费项目及标准，坚决取消中间环节的不合理收费。

2、首先从解决省内发电“口粮煤”入手，以“零利润”或“保本微利”为假设标准，采取“定价定量”的行政分配办法，测算确定省内电煤供应价格和用量。既可在短期内解决企业的亏损带来的诸多问题，保证其正常运转，又能够很好地解决中央与地方在财政分配与税收政策的分配格局。对此，中央政府应发挥作用，作为临时性措施，全力在全国推行。

3、在暂时保持销售电价不动的情况下，采取电网“背一点”的办法，适当提高严重亏损省份电厂的上网电价。2008年已有此类做法。

4、减少管制电价对跨省跨区的干预，授予监管部门更大更灵活的管理自主权，才能更有效的规范调整省间交易厂网、网网不同主体的利益分配，调动电厂外送的积极性，缓解局部性、阶段性的“软”缺电状况。

5、加强市场监管，规范市场秩序。受职责所限，电力监管部门在案件查处上受到制约，常常被动陷入无法可依的窘况。在继续加大检查和整改力度的基础上，对目前存在的较为突出的合法不合理现象，仍可在披露权、评价权和建议权方面发挥更大作用和影响。

以上措施，应能在短期内缓解电荒局面。此外，煤电联动和煤电联营的办法，并非解决电荒的治本之策。煤电联动将行业的问题向下游转移；煤电联营模式不具备普遍复制性，可能带来煤炭、电力行业当中暴露出来的问题重新掩盖的后果，都不利于问题的及时解决。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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