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“贵州、陕西、山西、河南、湖南、青海等地出现缺煤停机，重庆拉闸限电负荷61万千瓦，浙江、贵州、广州开始错峰用电。”一份电力市场监测报告由电监会提交到国务院有关部门。
“电荒”在中西部地区提前上演。煤炭大省河南共有发电装机5000万千瓦，最高负荷只有3000万千瓦，其余1000多万千瓦装机始终处于检修状态。“对外称之为检修，实际是无煤可用。如果今年来水不好、火电企业持续亏损不能解决，今夏大面积拉闸限电很有可能发生。之所以缺电不是电力装机不足，而是电价形成机制长期得不到理顺。”电监会办公厅副主任俞燕山说。
此前，国家发改委上调部分中西部省份上网电价，由电网承担电价提高，销售电价暂时未调整。
不过，在电力改革胶着的表象下，电力体制改革已经迈出第二步。电监会政策法规部副主任孙耀唯告诉记者，目前电网主辅分离方案已获国务院批准，正在稳步推进，输配分离方案亦在研究之中。
火电发电积极性受压
5月5日，国家电监会发布《2010年电力监管年度报告》（下称“报告”）。报告称，由于煤炭价格攀升，加之财务成本增加，直接影响下游发电企业的生存与发展，很多火电企业亏损严重。
从2008年开始，全国五大发电集团火电连续3年累计亏损分别都在85亿元以上，合计亏损达600多亿元。在此形势下，发电积极性受到抑制。我国电力装机容量从2006年的6亿千瓦，增加到2010年底9.6亿千瓦，但是设备平均发电小时数却逐年降低。
报告显示，2010年全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数为4660小时；2006年这一数字则为5198小时，火电小时数为5612小时。“十一五”期间，发电平均小时数逐年降低。
“短期内，我国火电为主的能源供应格局不可能改变，必须高度关注火电可持续发展问题。目前，电监会正在全国范围内开展调研，寻求解决火电亏损的路径。”电监会总监谭荣尧说。
电监会在上报国务院的监测报告中建议，国家必须下决心尽快理顺电力价格形成机制。长期来看，必须推进电力市场化改革；短期可以采取疏导电价矛盾的方法，扭转火电持续亏损的局面，调动火电企业生产积极性。
此外，电监会还建议加大需求侧管理的力度，严格控制不合理的电力需求。加大跨省跨区电力交换力度，在更大范围内上平衡供需，充分发挥区域电力市场和区域电网的作用。谭荣尧说，电监会将加强监测预警，及时向国务院报送电力供需信息；加强电力市场监管，确保调度指令畅通，避免人为因素干扰电网安全运营；进一步推进电力市场机制，推动各种市场化交易，发挥市场配置资源作用。
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