近期，尽管已进入秋季，但多省份“限电”、“缺电”局面仍未缓解。
　　 专家分析认为，此次“缺电”具有局部性、季节性和时段性特点。而有关“缺电”的成因，业界焦点仍聚集在长期以来理不顺的体制上。对实际上已久未施行的政策，有专家认为，在物价上涨压力仍然巨大的情况下，难再启动。也有观点认为，短期内可实行有限制的煤电联动，将上涨压力转移至端，再以补贴的形式对进行补贴，既可避免销售端电价上涨对物价的冲击，又可一定程度上缓解的经营困境；长期应加快体制市场化改革，打破垄断引入竞争机制。
　　
　　结构性缺电再现
　　
　　 夏季已过，与今年夏天相伴随而频频见诸报端的“限电”、“缺电”字眼却并未从人们的视野里淡去。
　　 8月31日，针对全网电力缺口再发通报，称西南地区旱情加剧，南方5省区全面告急。而全网电力缺口已近15%，南方五省5年来最严重的缺电情况仍在不断加剧。
　　 而另据媒体报道，大省山西的电力缺口也已持续较长时间。自8月11日以来，山西电力部门受组检修及运行管理不到位，主、辅设备故障；质量差，机组出力小；部分发业经营困难，库存不足等原因影响，陆续发生非计划停运，平均停运容量超过1000万千瓦，最大总停机容量接近1100万千瓦。至9月5日，已连续限电25天，其中8月31日电力缺口达300万千瓦，最大错避峰、限电负荷254.4万千瓦。
　　 “谈不上电荒，应该说是暂时性的电力短缺比较恰当，具有局部性、季节性、时段性的特点”，信息部主任薛静在接受本报记者时认为，“南方五省缺电主要源于近期西南大旱，出力减少，同时加上电格过高等因素导致的电煤缺乏，‘水煤双缺’；而山西限电主要因为太高，而上网电价太低。”
　　 有关专家也认为，从电力供应能力来看，总体上并不短缺，更多地是区域性、季节性因素影响而导致的结构性缺电。
　　 全国中，80%为，“水电受自然条件影响较大，但我国发中火电占主导地位。按理来说，火电的稳定性要大于水电，水电受影响的情况下，火电多发一些补上即可，而多地缺电的事实表明，可能不是我们的结构稳定性差，而是其他因素占了主导。”一位业内人士对本报记者表示。
　　 据悉，全国现在的已经接近10亿千瓦，去年我国有9.6亿瓦装机容量，最大负荷也不过6.5亿千瓦。今年全部负荷到目前为止还没有突破6.5亿，这也意味着，结构性缺电是在装机容量远大于负荷量的情况下出现的。
　　 现存的火电装机容量预示着，此类电力短缺应该不是发电能力不足造成的，这也是众多业内专家的共识。而在火电发电能力充裕的情况下出现的电力短缺，是不是因为电煤供应能力不足所致也为大家所关注。
　　 “煤炭供应能力应该问题不大，只要不人为限制煤炭生产，应该可以满足需求。”中商流通生产力促进中心煤炭分析师李廷在接受本报记者采访时如是说。针对市场有关煤炭企业兼并重组影响了煤炭供应能力的质疑，李廷分析说：“理论上来说，兼并重组对煤炭产能是有影响的，但是国内的整合都是顺序展开的，并非同时进行整合，对产量有影响，也不会太大，所以说供给还是比较能够满足需求的。”他同时还强调，“但是正因为资源整合，局部地区产量受到影响，资源供应出现偏紧”。
　　 以山西省为例，此前山西省煤炭厅副厅长侯文锦在接受媒体采访时表示，今年以来，山西的煤炭产量维持了平稳增长的趋势，1～7月份的煤炭产量增幅22.27%。从电煤的调出量看，1～7月份调出了增幅13.14%。目前山西省的库存3500万吨以上，比年初增加了一倍，无论从产量调出量还是从现在的库存情况来看，山西省的煤炭产量是维持平稳增长的趋势，供应不存在问题。
　　 薛静则认为，“兼并重组使得地方上一部分煤炭企业更为集中，增加了话语权，在与电力企业对话中更占优势”。
　　
　　焦点仍是“理不顺的煤电体制”
　　
　　 事实上，煤炭价格的市场化也并未达成真正意义上的市场化。尽管已经取消了过去每年一度的煤炭订货会，但为保障电煤供应，政府仍在努力撮合煤电企业相互签署重点合同，并积极为这些重点合同电煤运输优先安排铁路运力。“通常，重点合同的电煤价格与市场价格存有一定价差，而价差的存在一方面使得煤炭企业在履行合同时积极性不高；另一方面，在每发一度电就有亏损的情况下，部分电企干脆选择不发电，将重点合以市场价倒卖赚取价差。”一位不愿透露姓名的专家告诉本报记者。
　　 有资料显示，2010年部分地区重点履约率低于50%。而今年以来的企业非正常停机检修、缺电停机时有发生。依据中电联公布的数据，除广东等经济发达省份受用电需求相对较大、上网电价稍高等因素影响，火电发电机组利用小时数在5000小时左右外，其他省份均维持在4500小时左右的水平。而据专家介绍，通常来说，利用小时数在6000小时以上较为合理。这也预示着，我国当前的火电装机并未完全达到合理利用小时数。
　　 火电出力不够，发电企业纷纷表示是因为近几年煤价大幅上涨而电价几乎按兵不动，火力发电业务全面亏损，多发多亏。企业联合会近日发布报告称，1～7月份，、、华电、、公司电力业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元。其中，7月份电力业务亏损9.8亿元(上年同期为盈利22.6亿元)，环比增亏1.8亿元。1～7月份，火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元。
　　 就此，电企相关启动煤电联动，上调电价的呼声越来越高。近期，一篇刊登于中电联网站的文章提出，建议政府通过对煤炭行业征收暴利税等方式将超额利润征收归国，遏制煤炭的涨价冲动。
　　 而煤炭行业对此却有不同的看法。一位煤炭行业权威专家则向本报记者解释说：“煤炭市场与电力市场不同，煤炭市场国际化程度更深，与国际市场联系更为紧密，价格受国际市场走势影响也更大。”
　　 李廷也对5大电力集团喊亏提出了质疑：“从统计局数据我们可以清楚地看出，1～6月份，尽管火电全行业利润总额较去年同期大幅下降了48.3%，但仍然是盈利的，而中电联的数据却显示出今年1～6月份5大集团火电业务出现巨亏。由于统计局的统计范围是规模以上火电企业，5大集团的下属应该全在统计范围之内，在1～6月份全行业利润总额为87亿元的情况下，如果五大集团火电业务亏损152.4亿元的话，五大之外的其他火电企业利润总额会达到239.4亿元。五大之外的火电企业盈利情况如何我们暂不考虑，我们纳闷的是，在全行业尚有盈利的情况下，五大集团为何会出现巨亏？”
　　
　　煤电联动何时再启
　　
　　 “照理说，煤价上涨了，电价也应该涨。但是如果煤价无休止的持续上涨，电价就很难频繁调整了，毕竟有关部门在调整电价的时候要考虑到国民经济整体运行情况，还要考虑到社会的物价承受能力。”李廷认为，“短期内煤电联动恐难再启”。
　　 国家发展改革委价格司副司长刘振秋此前曾撰文指出，“煤电联动”机制是轮番涨价的机制是一种误读，“实施煤电价格联动适当调整发电企业上网电价和电网企业销售电价并不必然带动煤炭价格的上涨。”他表示，“电力和煤炭是两个不同的市场，价格变化受各自市场供求决定，电力价格变化与煤炭价格没有直接的因果关系。”同时，刘振秋提出，近期内可以考虑“在保持现行煤电联动原则、方向不变的前提下，适当修改规则并坚定不移地执行到位。煤电联动机制是电力价格实行政府管制条件下，解决煤电矛盾正常合理的路径选择。”当然，“为保证煤电联动机制的顺利执行并正常发挥效用，必须同时加大市场整顿力度，建立良好的社会信用体系。”而从长期来看，则仍需加快经济结构调整，逐步改变粗放的经济发展方式；加快铁路煤炭通道建设，为完善煤炭市场体系建设奠定物质基础；同时深化。
　　 李廷认为，“如果电价不能上调，那么只能想办法抑制煤价了，因为，短期来看，缓解‘电荒’的办法无非两种，上调电价和抑制煤价。在我看来，短期更应该抑制煤价过快上涨”。他建议，短期来看，一是避免对煤炭企业正常生产进行过多的人为干预，让煤炭企业能够稳定生产，让已有煤炭产能得到较好的释放；二是取缔煤炭行业不合理收费，同时避免增加可能导致煤价上涨的额外税费。从中长期来看，想要抑制煤价持续上涨，一方面，必须要在适当提高煤炭行业准入门槛的同时，放宽准入，让具备资质且愿意投资的企业能够比较容易的进入煤炭行业；另一方面，放松对探矿权和权的管制，引入充分竞争。
　　 “无论是电力还是煤炭行业，如果不能从机制上打破垄断引入竞争的话，大面积电力紧张、电煤紧缺的局面就不可避免。”煤炭市场营销专家李朝林向本报记者深入分析道，而启动煤电联动仅仅“是普遍的说法，解决不了根本问题”。
　　 厦门大学中国研究中心主任林伯强则表示，“如果不尽快解决煤电矛盾，这种局部缺电可能成为常态”。他认为，必须理顺发电产业链炭、发电、电网各个环节。“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。”林伯强建议，可考虑将煤炭价格的涨跌传导至电网部分，然后通过财政资金对电网企业进行补贴，而补贴资金可来自向煤炭企业征收的收。