国家电网公司副总经理帅军庆分析，今年电荒的原因由往年的“电煤供应不足”的单一因素，逐渐向电煤供应不足和局部地区发电装机不足、跨区电网输送能力不足等多种因素转变，而且短期内难以改变。此外，夏季雷雨等极端天气、大规模风电入网也将增加电力安全生产的风险。不仅是今年，帅军庆预计，明后两年电力供需形势将更加严峻。其中，2012年供电区域内最大电力缺口将达到约4900万千瓦。
中国电力企业联合会统计部主任薛静表示，供需地理分布差异、新增发电装机区域分布不平衡、电源电网建设不同步及火电新增规模下降、用电需求旺盛等原因均是造成电荒的原因。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授则认为，“本轮电荒的主要因素是电企发电不积极，有发电能力却不满负荷运转；煤企卖煤不积极，国家限定的电煤价格远没有市场来得高。两方的不积极，正好赶上了中国经济快速增长导致的电力需求大增。”
经济下行造就虚假电荒？
有学者认为，结构性电荒可能是经济整体下行的征兆。目前全国火电设备平均利用小时，与实际全部时间的比例在60%，即有40%的时间未被利用，以此计算，目前全国大约有2.8亿千瓦的火电装机容量处于闲置。中国电机工程学会热电分会顾问王振铭测算，即使扣除其中正常检修和备用停机的部分，在全国7亿千瓦火电总装机中，也有7000万到1.4亿千瓦处于非正常闲置状态。
火电企业大面积亏损，缺乏发电积极性，被认为是火电设备闲置的主因。为此，国家发改委决定将湖南、贵州、江西等省份的火电上网价格每千瓦时上调2分，以缓解火电企业的亏损压力，但实际情况或许并非如此。
据中国电力工业联合会发布的数据，今年1～4月份全国火电发电小时为1734小时。厦门大学能源研究中心主任林伯强据此预计，今年全年火电发电小时可能只有5300小时，与经济过热的2004年的5900小时差距巨大。“经济整体在缓慢下行，才是大批发电设备闲置的真正原因，调高上网电价并不能从根本上解决闲置问题。”国泰君安总经济师李迅雷说。
但薛静不认同这一说法，她表示，许多火电设备未能投入发电，一个重要因素是目前全国大量的火电设备处于检修状态。如果现在不检修，到接下来夏季用电高峰时，这些设备都顶不上去，那样夏季缺电会更加严重。“实际上今年的火电发电小时比去年还有所增加，所以不能说明闲置如何地严重。”薛静说。
关于检修一说，从部分火电企业得到的说法是，电力设备停止生产，有的确实是为夏季发电作准备的正常检修，但也大量存在非正常的检修，叫做“停备”。“这些停备是因为煤炭价格高，发电越多越亏损，故意以检修为名停止发电。但外界很难分清哪些是合理正常停机，哪些是非正常停机。”一位发电企业人士说。
那么，在国家发改委上调部分省份火电上网电价后，火电设备的闲置能不能减少呢？中电联火电分会顾问郑鸿翔对此不表乐观，现在全国的全社会用电已经出现环比负增长。根据中电联的数字，4月份全国全社会用电量3768亿千瓦时，比上月的3888亿千瓦时有所下降。“如果需求旺盛，电力紧张，火电厂全力发电，全年发电可以达到年6700小时。但现在的情况是，电力需求并不旺盛。”郑鸿翔说。
林伯强同意这一看法，“如果真是因为电力需求很大，那么只要稍微努力一下，全年火电发电小时增加到5500小时是没有问题的，这样所谓的‘电荒’马上就会消失，但实际情况并非如此。”
但兴业银行分析师鲁政委认为，目前的通胀压力仍未有大的减轻，5月份可能会创同比新高。而煤炭价格上升较快，使得一些火电企业谨慎发电，导致电力短缺，不能印证经济过热，同时也不能说明经济在转冷。“整体经济仍处于正常的水平，5月份PMI仍在50%以上，说明经济仍在扩张。尽管制造业可能增速放慢，但是服务业增速仍很快。”
地方博弈加剧电荒？
一边是电荒重灾区拉闸限电甚至波及居民用电，权威机构预警今夏电力缺口达3000万千瓦；另一边却是东北、西北、蒙西电网的电力富余超过3000万千瓦，只能窝电。电力专家表示，电荒时代的窝电现象凸显出电力外送通道建设滞后，有地方电力系统的人士认为，地方电厂、五大电力和电网之间复杂的竞争博弈、利益格局加剧了这种结构性电荒。
据悉，内蒙古当地蒙西电网已经出现供过于求的状况。内蒙古自治区经信委能源处处长张德表示，蒙西电网目前部分火电装机富余，风电出力受阻，截止到4月底，电网富余装机约640万千瓦。国家电网公司发展策划部副主任吕健说，除了蒙西电网，东北电网和西北电网也存在相当大的供过于求，“我们预计迎峰度夏期间东北电网富余电力1300万千瓦，西北电网富余1400万千瓦。”也就是说，在迎峰度夏期间中国有超过3000万千瓦的富余电力送不出来，而此前中国电力企业联合会预警，迎峰度夏期间电力缺口将达3000万千瓦。$nextpage$
在电力供应偏紧的现阶段，窝电现象凸显了能源的结构性矛盾。薛静认为，中国能源资源集中在西部，而用电需求集中在东部，呈现逆向分布的特点。近期结构性矛盾尤其突出表现在：新增发电装机的区域分布不平衡，用电需求大的东中部地区新增发电装机较少；电源和电网建设不同步，尤其是电网建设滞后使得西部的电不能充分送到东中部，应强化区域间大容量的电力输送以平衡各地的电力供需。
去年通过验收的晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压试验示范工程在规划中将向北延伸至蒙西向南延伸至长沙，“以该条纵向输电通道为例，如能够早日建成延伸段，蒙西的富余电力就能够传送至湖南，今年出现的华中电力紧缺的情况将大为缓解。”一位国网发展策划部的内部人士表示。
然而，也有业内人士认为，要蒙西电网实现全国跨地区电能交换有几个关键问题要克服。由于蒙西电网独立于国家电网和南方电网，自治区政府对输配电价有较强的发言权，蒙西电网购售电单价处于全国最低水平，一旦蒙西电网外送电量足够大，国网在实现其全国电力联网的过程中，不可避免地会与地方政府存在一定的利益冲突。
呼伦贝尔市、兴安盟曾经利用当地的煤炭资源，兴建了两座大型火电厂，总装机容量为110万千瓦，可两地只能消化70万千瓦的负荷。实际上，当时呼伦贝尔市伊民就有一个500千伏的送电通道，可以直送东北电网，但是东北电网却不同意地方电厂接入。
此外，长期以来存在的技术争议也让中国现在面临较大的外送困难，是否应采用特高压线路输送电能在业内已经争论了五六年。“在经济性上，特高压存在一定的争议，”一位电网系统的专家说，“目前特高压电力外送是中国独有的，‘三纵三横’的特高压输电线路规划投资总额超过5000亿元，是两个三峡的投入。反对者通常认为，输电过来还不如输煤。”特高压项目的审批周期长，各方的态度都比较谨慎。
被倒卖的合同煤
“只要你弄到电煤合同，现场每吨就给你100块钱！”
“矿上相关负责人要求按500元/吨开票，却要中间商以580元/吨交钱，80块钱的差价流入了个人的腰包。”
近日，山西一位“煤贩子”在与记者的对话中，揭开了一条电煤被疯狂倒卖的利益链。由此，重点煤炭合同兑现率不高、电厂宁愿变卖合同不愿发电等引发电荒的诸多谜团也随之解开。
煤炭交易商张琼(化名)告诉记者，他之前刚发走了4车皮共计1.6万吨煤，买家是山东淄博一家火电厂，价格625元/吨。
煤炭订货会上的“玄机”
张琼解释了他的合同来源：“电煤合同源自全国煤炭订货会。”按煤炭订货会规定，电煤合同需要有资质的电厂与国有煤矿直接签署，但张琼表示他可以借助电厂内部关系，“需要煤的数量完全可以签在电厂订购合同里。”对于哪家电厂以及煤炭出自哪家煤矿，他以商业机密为由不再提及。据了解，在煤炭信息交易网、上海煤炭交易网等网站上，均存在大量供应电煤的信息。
5月10日，张琼也在网上发布信息：“我方长期供应山西本地合同电煤，4000～6000大卡，价格低质量优，含税或未税均可。”对于网上公布的电煤信息，张琼说，中间商在网上发布的信息，除了搞到电厂因涨价主动放弃的电煤合同外，煤炭订货会上中间商更多以私人委托形式，通过有资质的电厂与电煤供应煤矿多签合同。“比如订货合同电厂与煤矿签了50万吨，而电厂维持正常运营只需要40万吨，剩下的10万吨合同就完全有可能流入到市场上。”
3成合同煤运输途中转轨
张琼说：“重点合同电煤多是5500大卡的优质煤，利润空间会更大。”据知，目前电煤与市场煤的价格差距已经超过200元/吨。而山西阳煤集团5500大卡电煤车板价近日涨到610元/吨。同时，5月11日秦皇岛港各煤种价格每吨均上涨5元，当日环渤海地区5500大卡市场动力煤综合报价达820元/吨。电煤与市场煤差价达到210元/吨。
“因为煤价差额巨大，很多已签合同的电煤最终进入了市场，而不是到了发电企业手中，电煤合同履约率就是最好证明。”张琼表示。
2011年全国煤炭供需合同汇总会议，一位负责燃料采购多年的人士曾透露，煤矿企业发出了超过签约量90%的重点合同煤，但是电厂只收到不足签约量60%的重点合同电煤。
“煤炭企业统计的重点合同煤兑现率是按照签约、发出的数量统计的，而发电企业则按照自己收到的煤炭数量来统计。”中国煤炭运销协会市场观察员李朝林说。因为电煤通过铁路运输，可以说30%的重点合同电煤是在运输途中“转轨”变身为市场煤。山西焦煤集团一位内部人士透露：“只要签了电煤供应合同，煤矿就会百分之百供应。”
“其实合同电煤就是在火车运输途中变型的，火车车皮难批，但只要煤矿发货，在铁轨上就完全任由煤贩子操作了。如果换做2000、3000大卡的煤，1吨才卖300块钱，也没有可操控的空间，优质重点合同煤更受市场青睐。”张琼说。
按照国家发改委通知，2011年中国煤炭合同汇总量为9.32亿吨，其中重点电煤总量为7.69亿吨。“相比于保证电力安全底线的3.8亿吨(单笔数量在30万吨及以上)重点合同煤被发改委限价，剩余的3.89亿吨同为重点电煤，转轨变型为市场煤的概率更大。”李朝林说。$nextpage$
电煤变身市场煤的轨迹
为堵塞“电煤入市”源头，国家发改委于2010年12月发布的《关于做好2011年煤炭产运需衔接工作的通知》中不仅规定煤炭合同价格、铁路运力配置维持不变，同时明文要求除供需企业和铁路、交通部门外，其他任何单位一律不得在合同上盖章。
对于发改委此举，张琼不以为然，“即使国家想堵住源头，但电厂亏损加剧，差价那么大，电煤倒卖现在是他们手中最大的资本，获利的也不仅仅是买卖双方，这是利益链条上各取所需的事情。”对于电煤转型市场煤，业内人士指出煤矿本身也存在问题：“有些合同电煤是煤矿明知会流入市场交易的情况下发出的。”
张琼亦对此作了印证：“比如说重点合同价格是500元/吨，市场煤是700元/吨，矿上相关负责人要求按500元/吨开票，但却要求中间商以580元/吨交钱。那么，80块钱/吨的差价是小费，流入个人腰包。”
他向记者展示了电煤变身市场煤的轨迹：“拿到电煤合同后，作为贸易公司，减去拉货时给煤矿负责人的费用，我再加到650元/吨，毕竟是合同煤，有些还是重点合同煤，这样还是比市场价低。”
业内人士表示，包括五大发电集团在内的电力企业，一般都与私营煤炭贸易公司联营，委托这些贸易公司代为采购所需煤炭。正是这些“中间人士”在倒卖合同电煤，中间商往往会在重点合同电煤和市场煤两者价格之间再确定一个价格，从而保证几方多赢。
张琼说：“下游的中间商再次转手到电厂、化工、钢厂等企业时，再次加价，合同煤在几经倒手后，从价格上完全变形为市场煤价。现在只要你能弄到电煤合同，现场就可以给你每吨100块。”
对于电煤买卖的主体，一位市场观察人士认为，不管中间商通过什么渠道获得电煤合同，因为电厂、燃料公司都需领导签字，在当前电力企业亏损的状况下，甚至有部分发电企业倒卖合同煤以降低亏损。
张琼最后说：“这些都是电厂内部分人与煤贩勾结，没有特殊关系，很难插足。”
电监会调研：合同兑现率下降
记者从权威渠道获悉，5月上旬，国家电监会办公厅安排华中电监局在湖北、江西两省选取了两家百万以上装机的火电企业开展调研。调研发现，除市场煤炭价格涨幅较大、部分重点煤矿变相涨价外，火电企业煤炭价格的重点煤炭合同签约量减少、兑现率下降，市场煤量增加。
中电联权威专家统计显示，电煤合同的履约率呈不断下降趋势，2010年30万吨以上重点电煤合同兑现率不足50%，该行业人士表示：“不管怎样，兑现率低，统计差异，将直接影响到火电企业发电，加剧当前电力供应紧张。”
中电联预测数据显示，2011年全年，中国用电量预计在4.7万亿千瓦时左右。火电发电量约占全部发电量的80%，也就是说，2011年全国火电发电量预计为3.76万亿千瓦时。
按国家发改委要求，目前火电厂每千瓦时供电煤耗为360克标准煤，即1吨标准煤可发电3000千瓦时。经过换算，2011年我国火电厂需要至少12.5亿吨标准煤，国家发改委规定的3.8亿吨重点电煤合同与之相差8.7亿吨，电煤缺口至少占需求总量的69.6%。
为抹平电煤缺口，有交易商透露，五大电力集团每年购进市场煤的比例至少在60%以上。“合同履约率比较低，且合同煤的煤质较差”，五大电力集团之一的一内部人士证实，“市场煤的煤质相对较好，我们很大一部分也是通过中间商购买。”
业内人士指出，电煤被倒卖流入市场，同时电厂存煤不足；电厂为维持生产不得已购入高价市场煤，在错综复杂的电煤局势之下，这一毒瘤为当前发电企业持续亏损埋下“祸根”。
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