频繁出现的电荒现象，从表象上看，是煤、电价格不匹配，但背后折射出的是价格管制方法落后带来的计划与市场力量的博弈以及改革需要不断深化的问题。概言之，凸显电力乃至能源领域各项改革的迫切性。
能源改革，国之大事。需要壮士断腕的政治勇气、魄力和智慧，绝非行业力所能及，更非某一部委力所能及。如果抱着传统的思维不放，很多问题可能永远是无解的。“问题从来都不是被解决的，而是被遗忘的”，那正是思考问题和解决问题的方式发生变化，探索已经开始，可怕的不是利益格局的复杂，而是方向和路径的模糊。
本文力求通过逻辑推理和立体化的思维，采用要素分析的方法，试图找出电荒背后的各类相关因素，期望能为今后系统解决电荒问题提供一些思路或启迪。
一、电荒的特点
从理论上讲，电荒分为三种，一种是理论发电能力（发电机组现有容量在考虑合理发电小时、机组正常检修及电网正常安排备用后可发电力的余值）不能满足电力需求，即我们通常意义上所理解的“硬缺电”；第二种是理论发电能力足够，但实际发电意愿不足，即“软缺电”。第三种是“硬缺电”与“软缺电”交织并存。无论是“硬缺电”，还是“软缺电”，均表现为发电容量大量富余或大量短缺两种情况，大量富余导致发电设备闲置，不能经济合理运行，资金浪费等问题；大量短缺导致拉闸限电，用电企业损失巨大且无法估量，严重影响经济健康发展甚至影响社会的稳定。
从2008年开始的电荒，从全国范围看，典型的特点是“软缺电”，从局部地区看，也存在“硬缺电”现象，甚至出现“硬缺电”与“软缺电”并存交织的情况。
二、电荒的背后成因
电荒现象是各种因素交织影响的结果。既包括项目规划布局科学性的问题，又有项目审批制自身的严重缺陷；既包括电价管制方法的落后，又有电力成本与物流收费的监管缺位；既包括计划分配手段的滥用，又有市场交易机制的缺失；既包括企业盲目跑马圈地滥上项目的问题，又有财税分成体制不合理的问题。说到底，是能源及公共事业管理体制改革和电力市场化改革进一步深化的问题。
就目前而言，遗憾的是，我们所能见到的报纸、杂志及电视等公开渠道关于电荒成因分析的报道，都是片面的。为力求更加全面地找出电荒背后的各类因素，我们拟通过设置五个“为什么”的相关性因素分析的方法进行梳理并求解。
（一）火电为什么普遍亏损？
造成火电企业的亏损是多方面的。实质上是政府管制或管理的目标不清、定位不明、方法陈旧、手段单一、体制机制落后造成的。具体为：
一是政府管制的电价收入要素与发电实际成本要素水平变化不同步，到厂电煤价格持续上涨，占火电厂全部成本的比重不断上升。以山西为例，我们2008年研究完成的《山西省煤、电矛盾分析及对策研究》，曾对煤炭、电力近十年的成本要素进行过专题分析，并通过建立数学模型的方法，针对不同运行时间、不同类型机组的社会平均成本进行过详细测算，按照盈亏平衡测算，2008年初全省的到厂标煤单价420-460元，相对应的上网电价水平为0.27-0.28元，比价关系基本平衡。据我处的月报统计，2008年7月份至今，到厂标煤单价从400元涨至今年的750-770元，上涨幅度64.5%；电煤成本占火电企业全部成本的比重从2006-2007年正常年份的65%急速增加为82%。在此期间，火电机组四次上调电价，总额为8.08分，按照度电消化煤价30元计算，可消化煤价240元，仍有约3-4分钱的缺口。
二是规模过度扩张导致财务及折旧费用急剧上升，资产负债率等主要财务经营指标远超过正常水平。2003年厂网分开以来，受国资主管部门以资产规模排名考核的导向，发电公司采用高比例贷款的方式大量建设电厂，扩大装机规模，尽管在较短时间内缓解了缺电的局面，但过度扩张也同时导致财务费用及折旧费用居高不下，资产负债率远高于正常水平。据统计，2010年全国工业企业资产负债率平均为60-65%，全国发电企业资产负债率平均为72-75%，中央五大发电集团平均为82-85%。据有关部门测算，资产负债率煤上升1个百分点，发电行业增加财务费用12亿元。
三是电网经济调度的水平仍待提升，发电机组自主优化发电方式的机制不全，空间不足。目前，全国相当比例的省份，无论是政府部门下达的年度发电计划（或调控目标），还是电网公司分解调整下达的季度或月度发电计划，均是以机组而不是以同一出厂母线为调度和考核单元的，电量计划在本厂机组之间、同一集团之间、以及不同发电主体之间的二次优化机制尚未建立，发电权自主交易市场仍处于观望阶段；从电力调度的角度看，统筹兼顾电网安全性与发电运行的经济性仍有较大提升空间。以上因素一定程度上制约了发电企业在满足电网安全运行的前提下综合考虑和自主经济安排机组运行方式的空间，导致机组平均运行成本增加。
（二）相同条件的电厂为什么会出现有盈有亏？
我们曾专门对山西省内不同地区火电厂的经营状况进行过比较分析：在机组类型、单机容量、投运时间、上网电价等主要要素相同的条件下，不同地区的电厂有盈有亏，经营状况相差较大，部分电厂之间度电盈亏相差高达4-5分。盈利企业主要集中在煤源稳定、运输便利（部分采用皮带输送电煤）、运距较短等坑口电厂，亏损企业则正好相反。上述情况表明：尽管电网确实需要一定数量的支撑电源的因素，但从侧面折射出项目审批、电源规划布局等带来的严重后遗症。
（三）电煤到厂价格为什么会上涨？
电煤到厂价格为煤矿坑口价与物流费用之和。物流费用包括单位运输费用的上涨和附加在运输环节的合理以及不合理收费构成。到厂煤价上涨是坑口价格与物流费用共同推动的。
坑口价上涨，煤炭开采成本的增加是诱因，煤炭供应的紧平衡是基础。以某产煤大省为例，纳入统计范围的煤炭产量数据显示，近十年，煤炭产量年均增长率13%，按照一次能源弹性系数和能源消耗水平换算，煤炭产量年均增长率与经济增长率大致匹配。但考虑2001-2006年期间无法统计但实际存在的非法小煤矿所支撑的实际需求份额、资源整合后非法小煤矿全部关停的产量实际丧失、大矿新的生产能力释放尚需时日以及政府主动调控产量等影响供给基数的因素，按可比口径分析，十年来特别是近3-4年的年均煤炭产量增长率约为9-10%，低于同口径经济增长速度2-3个百分点。煤炭资源整合政策功在当代，利在千秋，意义重大，毋庸置疑。目前，内蒙、山西等其他主要产煤省也正在仿效推行资源整合的政策，尽管今后几年，经济会出现放缓，但上述因素仍将使煤炭供需维持“紧平衡”状况，煤炭坑口价格将会维持高位运行。许多人认为，资源价格要反映其稀缺性，要与国际市场接轨（目前煤炭价格已基本与国际水平持平），资源价格改革势在必行。笔者并不否认这种改革思路，但资源的改革决不仅仅是资源价格的改革。
物流费用占比过高，成为推高电煤到厂价格的重要因素。当前，我国各行业普遍存在物流成本过高的问题，根源在于铁路、公路等公共产品的供应不足和收费审批制度造成的。某产煤大省2009年度省内电煤物流费用占坑口煤价比例数据显示：物流费用占比25-28%，其中：运输费用占比12-14%，中间环节合法收费13-14%。加之不合理收费，这一比例更高。再分别以所采集的2010年部分电厂铁路和公路物流费用为例说明：铁路运输，每吨110元，其中包括煤炭发展基金、坑口至站台短途倒运费、站台发运费、点车批车费、跨局协调费、回空加价费、地销票、准销票等。公路运输，每吨132-155元。包括：煤炭发展基金、林业建设基金、公路建设养护基金、转产发展基金、教育费附加、矿产资源补偿费、水土流失防治费、水资源费、环境恢复治理保证金、土地复垦费、县界过境管理费、企业或矿区管理费、煤炭运输服务费、煤焦站盖章费、安全监察入会费、信息费、交易费等18项收费。
西方一位哲学家曾经说过：存在的必有其内在合理性。从道理上讲，一切不合理的收费均应全面清理、调整和取消。但从另外一个角度，主要产煤省的各级地方政府为什么在煤炭上附加名目繁多的各类收费呢？我们也曾私下与多个主管过煤炭的相关人士沟通过，他们的真实想法似乎也不无道理。山西作为资源型的内陆省份，长期煤炭开采给山西等主要产煤省所造成的生态环境破坏，其损失是无法弥补的。山西社会科学院的研究表明：煤炭开采造成粉尘及空气污染、地下水污染流失、地表水水位下降流失、河流断流、地面下沉、土壤污染、森林植被破坏、动植物灭绝、种类减少等问题，损失惊人，甚至根本无法用损失衡量。山西产业结构单一，煤炭工业产值占到全省的70%以上，煤炭工业对全省财政收入的贡献占到75%，地方政府没有更多的渠道而只能从煤炭上尽可能取得收入，来解决全省社会的医疗、教育、基础设施、社会保障等重大民生问题以及产业转型所需的巨大资金缺口。发电企业属于煤炭的主要消耗行业，且大多为央企，税收及利润上缴中央，地方只好通过价外收费的方式取得收入，外运到省外的煤炭也是如此。
这是所有产煤省具有的普遍心态，心理决定行为，造成上述收费繁多的现象。实际上，煤炭等资源型产品的物流成本过高，仅是我国物流费用过高的一个缩影。有关我国物流费用过高的问题，央视曾连续进行过专题报道。放眼其它行业，与普通百姓生活消费密切相关的水费、电费（即将实行的居民阶梯电价）、电话费、数字电视等公用事业收费，莫不如此。
因此，科学界定好中央地方政府的事权财权，妥善解决好中央、地方两级政府财税分成问题，积极推进收费审批制度改革，是需要认真研究的问题。
（四）上网电价有无优化空间？
目前的情况是：国内电煤坑口价格水平与国际煤炭市场价格基本接轨、销售电价水平与发达国家基本接轨。在维持目前的电煤坑口价格和销售电价不动的情况下，国内火电厂上网电价仍有进一步优化调整的空间。
从我国销售电价水平看，通过调整销售电价调整上网电价空间不大且需要慎重。煤炭燃料成本作为火电厂的主要生产成本，煤炭价格随市场供需变化涨跌，火电厂的上网电价也应同水平调整。煤电联动政策正是基于此。但事实上并未能同水平调整。原因有二：第一，销售电价的调整需要统筹考虑社会物价总水平、工业企业承受力、经济周期等诸多相关因素。第二，我国的综合销售电价（含基本电费）水平与国外相比，并无太大差别。据有关研究机构统计，按照汇率法计算，我国东部甚至中部省份的一般工商业用电价格水平（含各类基金及附加）较美国、法国等西方发达国家同类用户并不低，远高于俄罗斯。实行两部制的大工业用电价格水平（含各类基金及附加），若将所缴纳的基本电费折算成度电收费，并不算低。也有学者认为中国用电价格是含税价格，国外是不含税价格，应当扣除17%增值税后比较。这种说法，其实是忽略了增值税是按销项税额高于进项税额的差额而不是按名义税率全额缴纳的特点，从而混淆了名义税率和税负水平的概念。即使全额考虑17%增值税，我国东部省份的电价水平与国外相比，并不算低。笔者认为：电价在国家之间的横向比较数据换算复杂，难度大，变量多，国际上没有公认的电价比较方法。不同国家之间的电价水平完全没有可比性。基于以下原因：一是不同货币的比价换算方法无法确定。直接采用汇率换算比较法，汇率波动频繁的特点使其失去比较意义，存在重大缺陷。通过购买力水平进行价格转换比较，从理论上讲虽较为客观，但受到统计样本范围确定的科学性且计算较为复杂。对此，国际上目前没有统一认识。二是影响电价的因素多，难以进行定量分析。其中主要包括：电源结构与燃料价格、能源资源与负荷的匹配关系、用电结构和特性、电价和税收及政策导向等。而有些因素是定性的，难以定量化，即便定量，很多因素也是不稳定的。
从销售电价的构成看，适当降低输配电价在销售电价中的比例，可以为上网电价的调整挤出一定的空间。目前国内一些专家学者经常将美国等发达国家的上网电价与输配电价（国外的输配电价为单独核定）分别占销售电价的比重作为调整上述比价关系的前提依据，并以此呼吁调整调高输配电价（实际上为价差）占比，是不合适的。此外，部分省份近三年输配电成本的实际支出项目分析调研数据看，通过优化投资结构、节约开支成本、加强管理等措施，输配电成本仍有进一步降低的余地。比如：固定资产折旧提取范围、折旧方法的采用；电网项目造价的控制和投资重点及比例的优化；人头费增长的管控；关联及内部交易的行为及价格的公允性等等。以某省2006-2009年电网工程投资分类为例：500kV、220kV、110kV、35kV及以下电压等级投资占比分别为30%、43.45%、21.06%、4.23%。再以部分市县近三年的人员费用为例：在售电量大幅增加的情况下，人均工资及福利支出占全部成本支出的33%，年均增长25-28%。
从电煤到厂价格的构成看，在维持坑口价格水平的情况下，通过清理降低中间环节收费，能够为上网电价提供一定的调整空间。通过上述对物流费用的分析，可以降低不合理收费60-70元，消化电价2.5分。但清理不合理收费项目又是异常艰难的，原因在于其背后体现的是各级地方政府的利益，但考虑产煤对当地生态造成的恶性破坏以及财政支出的压力，通过煤炭收取一定的费用，也确实合理合情。因此，理顺中央与地方的财政税收分成体制是长远之策。当前，关键是要清理、归并、透明，为便捷运输营造良好的环境。
（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。
（二）中期政策建议
1、加快能源立法工作，改革能源管理体制。加强政府对能源的统一管理，理顺能源管理职能，减少管理部门过多导致的政出多门、各自为阵、扯皮推诿，从根本上统筹解决煤、电、气等能源产业的矛盾和长远发展问题。需要说明的是，考虑国情和政府管制的特点，以及我们所处的改革阶段，加快能源体制改革是十分迫切和必要的。成立能源部及能源监管机构，根据职责分工，分别从宏观战略和微观政策方面，分别管理煤、电、油、气等能源产业。政监合一和政监分开各有利弊，原则是职责分明、权责对等，并尽可能减少管理部门。近期的重点是尽快上收本该属于政府但目前仍由企业行使的公共管理权力，进一步增强政府行业监管的手段。
2、加强对垄断企业的成本和价格管控。发达国家对具有公共事业色彩的电力等自然垄断产业，管制非常严格，核心理念为：效率优先、行为规范、服务优质，并不一味追求规模、利润。主要表现在管制目标清晰、管制措施完善、管制手段先进等方面。我国需要借鉴的地方很多。比如，对于国家重大政策的落实、企业项目计划与发展方向、市场主体的准入与退出、经营范围的审查、资产的并购与重组、成本费用的控制、经营效率的评判、经营行为的规范等等。核心是通过经营成本和经营行为的严格监控，让产业经济和消费者享受到合理的价格和优质的服务。
3、加快推进财税体制改革，科学界定好中央地方政府的事权财权。企业的隶属关系不同，税收在中央与地方的分成政策也不同，主要表现在所得税和利润上缴，应当妥善解决好中央、地方两级政府财税分成比例问题。
4、改革项目审批制度，为市场机制的不断完善创造良好环境。项目审批制度的弊端不再赘述。目前较为稳妥可行的办法是：在经过科学论证后的电力规划基础上，根据电力供需状况，对列入规划的具体项目，由政府适时掌握节奏，采用项目权招标的办法，这样既可以及时调节发电供给，减少浪费和闲置，又可以简化手续，快速弥补电力供应不足的问题。
5、改革电价管理方式，完善调价测算方法。我国目前电价管理模式，主要是以“增量调整”的方式，具体做法是：调价前，将能够考虑到的成本增支和收入减支因素拿出来，由电网提供基础数据，用公式测算一下，超出事先设定的调价空间的，保留部分增支因素，待下次调价时在考虑。弊端在于：一是管理者很难全部考虑到所有的增减因素和增减量；二是数据的真实性并未经过准确核实。这种粗放落后的调价方式决定了“行外看不懂、行内搞不清”。因此，必须彻底摒弃，加以改革。可参照财政部“零基预算”的思路，以企业账目记录的成本为核心的“零基”调价方法，即每次调价前，必须重新从零开始，审查企业近几年的财务账目，剔除不真实因素和会计账务调节因素后进行。更重要的是，为避免企业浪费，转移收入，必须做好发、输配电成本监控的基础工作。成本监管部门的意见必须作为调价的法定环节和前置条件。
6、以跨省跨区交易平台为突破口，以放松价格管制为前提，大力推进市场交易机制建立。2002年电力体制改革以来，受价格管制等诸多因素和不同利益方的制约，省区间自主交易平台的建设举步维艰，一波三折。近几年出现不同省份出现的“窝电”与“缺电”局面，更加显现出交易平台建设的迫切性。多年的充分论证，也更加显示交易平台建设的可行性。交易平台的建设，必须坚持监管机构独立建设和主导管理的原则，输电价格单独制定，送出及受入价格逐步放开（初期报价可设上下限区间），交易模式以长期合同为主、临时竞价交易为辅，定期滚动调整。以电网发布供需信息为基础，涉及省份的发电、用户等市场主体直接进入平台开展报价的自主交易。
此外，上述分析涉及到公用事业管理以及公共产品供应短缺所带来的问题，特别是铁路、公路等涉及物流环节的管理体制及收费审批制度改革，也应当是我们需要关注和解决的焦点。
