局部性“电荒”正在加剧，“煤电顶牛”不再是唯一缘由。

        电力是工业经济的血脉，一度电可以创造10元GDP。在经济发展的冲动下，地方高耗能项目反弹，短期内激增的电力需求打破电力供需的紧平衡。如此大规模的市场动荡，是引发“电荒”直接原因。

        破解“电荒”，从长远看为理顺资源产品价格形成机制；短期内，可以从电力系统利益再分配入手。诸如，由电网承担较高上网电价，降低输配电成本。

       1度电10元GDP

        本次“电荒”以华东、华中等地区为最，浙江、江苏电力缺口日渐扩大。

        华东电网公司预测，今夏华东全网电力缺口预计将达1900万千瓦左右；浙江今夏最高负荷将超过5000万千瓦，电力缺口将超过350万千瓦；江苏最大电力统调缺口可能超过1100万千瓦。

        在激增的用电增量背后，是高耗能重工业反弹。

        电力专家吴钟瑚说：“2010年在节能减排的约束下，一些地方暂停高耗能、高污染项目审批。大批项目转移至今年上半年开工，带来电力消费的大幅攀升。这是导致电力供应紧张的一个原因。”

        公开数据显示，一季度，浙江规模以上企业工业增加值同比增长12.9%，重工业增加值增长13.7%，化工、有色金属制造等高耗能产业的用电增幅高达20%。

        同处“电荒”涡旋之中的江苏省，一季度规模工业增加值同比增长14.3%，工业增加值占全国比重提高到12.1%，居全国第一。其中，3月份规模以上工业企业增加值首次突破2000亿，同比增长14.3%。

        2011年是“十二五”开局之年，大批新项目集中上马，电力需求随之井喷。

        5月14日，国家能源局公布1~4月全社会用电量。1-4月，全社会用电量累计14675亿千瓦时，同比增长12.4%。其中，第二产业10895亿千瓦时，增长12.1%。

        电力需求与工业经济发展正相关。在电力行业有一公认的发展模型，一般而言，一个地区用电10亿千瓦时，工业产值可达100亿元，创造财政收入10亿元；东部经济发达地区则可创造120~150亿元工业产值。

        电网让利？

       “煤电顶牛”被解释成历次“电荒”的根本原因，理顺煤电价格机制是化解“电荒”的关键途径。

        “但是，通胀预期的背景之下，终端销售电价上涨必将加剧通胀，国家很难下定决心理顺资源产品价格。” 国家发改委能源研究所高级顾问、中国低碳经济发展促进会常务副理事长周凤起说。

        有专家提出，在煤电价格机制尚未理顺的前提下，国家可以平衡电厂、电网之间的利益分配，采取权宜之计，缓解电厂经营压力。

        与电厂全线亏损相比，电网利润则颇为丰厚。本报记者掌握的资料显示，2010年国家电网利润为450.90亿元，同比增加348.30%；南方电网利润100.84亿元，同比增加145.53%。

        2010年，华能、国电等五大发电集团上网电量为19831.12亿千瓦时，平均上网电价为374.10元/千千瓦时，比上年提高1.77%。

        2010年，全国主要电网企业总售电量为3.4万亿千瓦时，平均购电价383.89元/千千瓦时，同比增长0.05%；平均销售电价（不含政府性基金和附加）为571.44元/千千瓦时，同比增长6.95%。

        对比上述三组数据，不难发现电厂平均上网电价增幅低于平均销售电价，平均销售电价高于平均购电价。在电力体系中，电网经营形势优于电厂。

        4月上旬，国家发改委上调16省市上网电价，由电网承担电价上涨，未向销售端转移。但是，此举难以为电厂带来持续性利好。

        山西省电力行业人士说：“小幅提高上网电价之后，煤炭价格将随之攀升，电厂又重返亏损状态。建议国家理顺煤电价格，规范和加强电煤合同管理，加强电煤质量及电煤合同兑现率监控，定期或不定期开展检查。”

        有国家电力监管部门、电网人士称，电厂希望借电力紧张时机，向国家要政策，有炒作之嫌疑。“由于电量、电价

        和电力项目均由政府确定，部分电力企业对政府依赖性强，始终认为亏损是政策性亏损，必须通过电价调整加以解决。”

        此外，电力工业被指重投入、重规模、重速度，轻规划、轻统筹、轻效益，无序发展问题十分突出，当需求出现波动时，电力不可避免出现震荡，形成“短缺-过剩-短缺”的恶性循环。

        输配电成本是否可控？

        在现行电力体制下，输配尚未分离，电价构成成本难以厘清。公众对输配电成本合理性的质疑始终存在。如果输配电成本能够大幅削减，终端电价所承受的压力将减少，理顺煤电价格便拥有一定空间。

        本报记者掌握的资料显示，2010年，国内主要电网企业输配电成本合计4222.41亿元，较上年同期增长20.92%。其中，国家电网公司3294.47亿元，增长22.84%；南方电网公司927.92亿元，增长14.58%。

        在电网企业输配电成本构成中，折旧、职工薪酬以及其他费用所占比例最大，分别占41.64%、19.32%和27.15%。

        2010年，国内电网企业平均输配电价（不含线损）为160.91元/千千瓦时，占销售电价的28.15%。其中，国家电网输配电价164元/千千瓦时，南方电网输配电价160.51/千千瓦时，东北电网输配电价最高，为169.46元/千千瓦时。

        比较历史数据，“十一五”期间，电网输配电成本逐年增加。2006年，国家电网单位输配电成本为106.68元/千千瓦时，南方电网单位输电成本为109.83元/千千瓦时。

        输配电成本是否可控？这是另一个疑问。

        在电力市场改革过程中，大用户与发电企业直接交易范围正在扩大。截至2010年底，已有安徽、福建、甘肃、浙江、重庆等六省大用户与电厂直接交易，执行输配电价。

        其中，甘肃省220千伏输配电价为66元/千千瓦时，福建220千伏输配电价为68元/千千瓦时，大幅低于电网企业输配电平均价格近100元/千千瓦时。国家能否出台独立的输配电价，公平开放输配电网，积极推进大用户与发电企业直接交易？如果此举成行，电价上涨压力有所缓解，“电荒”或许能够得到解决。