電荒乃至調價傳言背後是社會對羸弱的電力市場改革的不滿。

　　由華中地區電荒而引發的調價傳言在當下甚囂塵上，雖然今年先後於4月10日和6月1日分別上調了15個省份的上網電價和銷售電價，然而電荒並未從實質上緩解，因此在更大範圍內上調電價成為一種倒逼選擇。

　　根據國家電監會的預測，今冬明春全國用電形勢緊張，最大電力缺口約2600萬千瓦，其中既缺煤又缺水的華南、華中地區用電形勢最為嚴峻。

　　隨後中電聯的預測超出了此前電監會的預計，根據中電聯發佈的前三季度全國電力供需分析預測報告，預測今冬明春全國最大電力缺口將達3000萬—4000萬千瓦，而缺口地區除了華中、華南地區外，還可能蔓延至華北和東北地區。

　　電力供應預測趨緊，不過，記者從權威渠道獲悉，目前調整電價的窗口期並未打開也無必要。

　　雖然，火力發電企業目前進入冬季儲煤階段，然而與預存15天的儲煤量相比，今年火電企業囤煤積極性並不高，不少電廠的存煤天數只有10天左右，有的甚至低於警戒線（7天）。

　　市場認為，電廠儲煤積極性不高緣于煤價高企。但是，根據環渤海動力煤價格指數顯示，環渤海地區發熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格連續兩周走平。截至11月12日，環渤海動力煤價格指數發佈以來，首次出現24個港口規格品的交易價格區間全部持平的現象，表明該地區市場動力煤的供求關係進一步趨向平衡；山西地區煤炭價格連續5周保持平穩，接卸港煤炭價格也保持不變。

　　以上數據表明本輪動力煤價格的上漲趨勢明顯減弱，加之全國鋼鐵量産壓縮持續發酵，動力煤價格會合理回落，所以電價調整的可能性將會大大降低。

　　記者以為，以上是電價無需調整的理由之一。

　　其二，雖然10月份CPI同比增長5．5％，為調整電價騰挪了空間，但全國經濟增速放緩造成能源消費增速下滑，必將抑制煤炭供求緊張形勢和價格上漲要求，上調電價亦非緊迫。

　　當然，並非不存在上調電價的因素。

　　首先，前三季度，全國火電新增裝機容量同比增長8．8％，繼續低於火電發電量及全社會用電量增速；火電新開工規模1262萬千瓦，9月底火電在建規模6755萬千瓦，分別同比減少1338萬千瓦和1785萬千瓦。

　　增長規模縮小並且延續了2007年以來火電投資持續萎縮的局面，勢必對未來電力供應保障造成較大影響。巨大的電力需求沒有提振電力投資信心，其根源在於火電全面虧損的預期打擊了社會投資熱情。

　　其次，今年8月，火電生産企業實現利潤總額122億元，但同比下降39．1％，並且今年以來各月持續負增長。盈利能力不強、回報率偏低已經影響到電力行業保障供應能力。

　　所以，本次電荒乃至調價傳言背後是社會對羸弱的電力市場改革的不滿。正是電價改革不到位，所以才造成 “電荒—上調電價—煤價跟漲—電荒”一輪又一輪無解的輪迴，使得主管部門始終在技術環節原地踏步，而無力打破體制障礙。

　　記者以為，目前應儘快健全能源資源價格形成機制，充分發揮價格信號的市場傳導作用，理順煤電價格關係，而不是單一調整電價。對於能源主管部門，如何在複雜的能源形勢下，既不被任何放大的信號所誤導，又能準確抓住解決電荒的綱領而不貽誤時機，在目前時局下又是對其一個嚴峻的考驗。（本報記者 范思立）