目前， 浙江、江苏等地面临“淡季电荒”。而且据称，今夏将出现“史上最严重"电荒"”。 实际情况可能没那么严重。按目前东部和周边的情况，如果火电厂努力发电的话，还是能释放出一些潜力。而且，第二季度电量增幅应该不会像第一季度那么高，因为2011年前几个月比较特殊，这跟2010年下半年的“拉闸限电”有关系。需求跟供给两边都逼一逼，挤一挤，不应该有这么大的缺口。

缺电的原因说简单也简单，说复杂也复杂。说复杂的话，所有的缺电原因都往上扣，都应该挂得上，这就复杂了，比如说，除了水电出力不足，输煤不畅，输电滞后，等等等。说简单的话，应该是，需求增长比较快，水电出力不足，火电没有补上。

由于接近75%的电是火电发出来的，而且目前火电利用小时和2004年电力短缺时比，还不算太高。因此，把问题焦点集中在火电，就比较简单。

现在看来发电方是有问题，卖煤方可能也有问题：发电方就是火电厂亏损的问题，卖煤方估计是合同电煤跟“市场煤”的差价问题，电力需求增长很快，火电亏损不大积极发电，卖电煤的供给方又不太痛快，这就是缺电了。

目前东部和周边的装机容量应该是够的。装机容量是否够可以看发电小时，发电小时很高就说明装机容量很紧，发电小时不太高，就说明装机容量还是有一定的潜力。在2004年“电荒”时，火电年平均利用小时5 991 h，那个时候是真正短缺，当时发电很挣钱，电厂拼命发电。现在应该才5 200 h左右，而且，现在的火电设备比以前好，都是最新先进新的，这也就是说火电发电潜力是有的。

由于水电出力不足电力方面应该有准备，输煤不畅和输电滞后都属规划问题，应该也是早就相对于电力市场而有规划的，而煤电价格矛盾是积累爆发的。因此，我们目前的能源问题常常出在价格上，没有价格长效机制，每次出问题才涨价，就有用问题催涨价之嫌，加上国企和垄断，会有社会影响，反过来影响宏观决策，如果无法宏观有效决策，会导致下一次的“出问题才涨价”。目前渡过电荒难关，火电是关键，其占电力结构75%以上。产业链的每个环节，煤炭、发电及电网都需要贡献。因为产业链上企业基本国有，行政手段也要用上。然而，在渡难关的同时，需要考虑长效机制。淡季缺电可以引起我们对电价改革和建立长效机制的思考和动力，煤炭价格的持续上涨，电厂买煤的“积极性”不高，煤炭知道你非买不可，电煤库存就会出现下降和不足。如果遇见如气候原因增加运煤的难度，水电出力不足，或其他突发事件，局部电力短缺就出现了。也就是说，现行价格问题下，局部电力短缺似乎很难避免，是否导致大面积电力短缺，取决于煤炭的价格上涨幅度。

一个发电产业链，每个点都需要关注到，需要理顺，有的赚钱，有的不赚钱，我们看到的一定是电力短缺。一个电力产业链，某个点计划，某个点市场，理论上是走不通的，也不可持续。在煤电的价格博弈中，煤的可储和电的不可储会让煤占上风。经验告诉我们，三点必须兼顾，否则会有问题。

进一步，近日传出的“山西煤炭厅不否认电煤被倒卖，尚无计划进行整治”，则是煤炭内部的市场与计划问题，只要有差价，就一定有中介，形式各异而已。中介就会有成本，能源基本国有，效率问题和扭曲引起的成本，无论何种方式，最终我们共同买单。

目前能源定价权基本在政府手中，政府很不容易。首先，涨电价是政府最不愿意做的事，只要电价在政府手里，就常被理解为政府在涨价而不是市场涨价；其次，政府如何向公众解释这种状况：电力紧缺时电价要涨，电力过剩时电价还要涨。

改革能源价格是共识，但是，改革缓慢也是事实，与我国国情相关。对于公众来说，能源价格改革很可能需要涨价，老百姓不感兴趣。对于地方政府，利用低能源价格促进地方经济的发展，比如对高耗能的企业实行低电价，其实是一种政府补贴行为，如果能源企业是中央企业，那就是拿国家的钱去扶持地方经济，增加地方税收。因此，改革的动力必须来自于中央政府解决矛盾的需要和改革的决心。

理顺发电产业链，大致有三种方法。最简单的办法是三个环节全部市场化，目前走不通；其次，三个环节全部计划，我们不太愿意往回走；中庸之道是煤电联动，还是政府控制，当价格大幅上涨时，机制设计通常要求每个环节都消化一些。如果辅之其他政策配套，煤电联动很可能是目前情况下可以走得通的价格机制。

定价机制很重要，没有明确的电价机制，价格的风险预期就不明确，煤企和电企就必须博弈，甚至与政府博弈、与消费者博弈。问题是，不能让煤电的价格博弈影响经济运行。有效推进煤电联动，需要有透明的价格机制，并且政府严格按照规则执行。如果政府认为在煤炭价格大幅度上涨的情况下，承诺严格进行煤炭联动有风险，建议实行“有限制”的煤炭联动机制，即上网电价按规定联动，政府通过补贴电网来把握可接受的终端电价调整限度。中国电网只有两家，都是国有，补贴的方式可以比照石油补贴，应该比较容易。联动周期也可以根据市场变化适当调短，这样，就像成品油价格一样，至少上网电价是可以有上有下。以前政府定电价，基本是“只上不下”。如果“煤电联动”后还是只上不下，就无法向公众解释：为何煤炭上涨的时候需要涨电价，煤炭价格下降时不能下调电价。有限制的、透明的煤电联动机制可以部分解决这一问题。

煤电价格联动可以参考目前国内成品油定价机制规定联动周期，以2～3个月为一个联动周期，价格能上能下，同时把联动的幅度控制在一定的范围内，避免价格上涨过快。如果连煤电联动都不愿意的话，那改革就更难推行，因为所有实质性的改革都会牵涉到价格。要理顺发电产业链关系，先要联动起来。

政府对电价的管理还体现在其他两方面：一是严格对电力企业进行成本和价格的监管，二是如果政府认为有必要维持相对稳定的电价水平，可以运用直接补贴，完善补贴的设计很重要。大多煤电企业都属国有，政府可以在税上面做文章，除了稳定煤电联动，还可以用来补贴应该受到补贴的电力消费者，这在发达国家也是有的。

为了不涨或少涨电价，政府需要在煤价上下功夫。可以考虑采取几个措施：首先一个重要措施就是保证煤炭运输，煤炭运输不畅会增加煤炭终端价格上涨压力。其次，减少煤炭经营中间环节，可使煤炭终端价格下降。《煤炭经营监管办法》已于2005年实施。如果严格实施，监管办法可以规范煤炭经营和交易。最后，保证中国煤炭长期稳定安全供应能力，减少供给的不确定性，这需要政府加强资源和行业管理，鼓励规模和安全生产。

能源价格机制很重要，没有明确的价格机制，价格的风险预期就不明确，能源企业就必须博弈，与政府博弈，与消费者博弈。然而，博弈是有成本的，由于能源国有，最终大家一起买单。