供给侧：煤电痼疾
　　煤电价格关系尚未理顺，一直被视为电荒的根源所在。2004年的电价改革启动了煤电价格联动机制，煤价随着市场供需波动持续攀升，而电价受政府管制。此轮淡季电荒中，电煤短缺再次被视为症结所在。
　　中国电力企业联合会(下称中电联)在《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2011年第一季度)》中称，受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，电煤库存天数在下降，局部地区、局部时段电煤供需比较紧张；1月上、中旬矛盾比较突出，部分省份缺煤停机，制约了电力供应能力的发挥。
　　其数据显示，截至3月底，全国重点企业电厂存煤5071万吨，可用13天。今年4月出现电煤需求淡季不淡的情况，市场煤炭价格开始上升、日消耗量保持高位。截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。
　　在电荒严重的地区，这一数字更低。截至4月25日，华中电网电煤库存降至856万吨、仅可用9天，浙能集团厂存煤仅可维持7-8天用量，其中，镇海发电、台州电厂、萧山电厂库存更是只能维持2-4天。
　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强(专栏)在微博上称，目前电力供求间的缺口并不是装机能力不具备，而是电力企业发电积极性不高。
　　目前，煤炭价格是火电企业成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%。随着煤炭价格不断走高，火电厂亏损日益严重。
　　中电联的数据显示，受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从去年一季度的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升。
　　盈利能力的下降，也影响了未来的火电投产规模。受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，中电联将全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右。
　　受此影响，今年全国电力供需形势总体偏紧。中电联称，目前表现在部分地区持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面，特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万千瓦左右，相当于用电大省福建省或安徽省的全部装机容量。
　　为缓解供应缺口，国家发改委3月底下发了《关于规范煤化工产业有序发展的通知》和《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》，叫停煤化工项目上马，保证煤炭供应，要求严格执行稳定电煤价格的各项规定，不得把合同煤兑现量与市场煤购买量挂钩，不得通过降低煤炭质量等方式变相涨价，不得擅自提价或价外加价，维护正常的煤炭生产经营秩序和价格秩序。
　　在电荒蔓延之后，4月中旬，发改委在16个用电紧张的省市提高了上网电价，平均上调幅度为1.2分/度，并于4月27日约谈了数家在秦皇岛港出货量较大的煤企。
　　不过，在中国能源网首席信息官韩晓平看来，约谈煤炭企业并没有多大作用，因为煤炭生产成本也在提高：国际油价不断上涨，推高了煤炭的运输成本，而日本福岛核电危机后，备用电厂也开始大量采购煤炭，也推动国际煤炭价格不断上涨。
　　“关键的节点在电力改革，”韩晓平称，现行煤电运行体制并没有优化配置资源，供需链条无法有效衔接，电力改革以后，这些问题会逐渐调整过来，“如果不改革，就永远是一团乱。”
　　林伯强则认为，要解决煤电困局，长远看来，要市场化运作；从中短期来看，煤电价格联动才是解决的方法。尽管部分地区上调上网电价和销售电价与实行新一轮煤电联动不可等同，但随着第一批省份调整电价后，可能会将调价范围扩展至其他省份，间接实现一定程度的煤电联动。
　　他认为，为了避免煤电联动导致两者步入螺旋式上升通道，就要去除煤炭价格快速上涨的动力。国家可以参照石油行业，对煤炭行业征收“特别收益金”，从而确保电力企业有一个价格相对稳定的电煤来源。

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