中国电力缘何紧张

　　本刊记者 吴建明

　　众所周知，新中国曾经历过大规模的电力短缺和过剩。1950年代，我国电力供需尚为平衡；自1960年代开始，中国经历了长期的电力短缺。到了1986年，短缺竟然超过了总发电量的20%。1997年中国的电力供需再次达到平衡。1999年，电力过剩约10%。2002年下半年开始，局部电网出现电力短缺，并在两年内迅速扩散到全国大部分电网。到2005年，全国26个 省(市、自治区)经历了电力短缺，为上世纪90年代以来最为严峻的一年。

　　中国是仅次于美国的世界第二大电力生产国，其电力生产正以前所未有的速度扩张。仅2004年新增了5100万千瓦，预测2005年新增发电装机将达7300万千瓦。电力装机容量2004年为4.4亿千瓦，目前在建装机容量估计在3.3亿千瓦，大部分将在三年以内投产发电。电力装机容量可从2002年底的3.6亿千瓦提高到2007年底的7.2亿千瓦，五年内增长1倍。假定这两年没有大量新批项目，又假定电力需求仍按每年约13%的高速增长，到2007年底估计装机容量过剩可达10%。

　　为应对电力短缺，政府从扩大电力供应和降低电力消耗两个方面出台了各种措施，包括增加电力投资，取消用电大户的优惠电价，限制某些高耗能产业项目的过分扩张等。尽管这些措施短期内有效地缓解了电力供应的紧张状况，但由于电厂建设存在时间差，须到2006年电力才能达到供需平衡。由于经济总量大了，对电力的依赖性也由于我国工业的现代化而加大，历经几年的电力短缺之负面影响比以往的任何时期都更加沉重和明显。

　　缺电，因为变革吗？

　　按照国务院5号文件精神，中国电力工业进行了一次迄今为止堪称最为深刻的体制变革。但奇怪的是自2003年开始，我国竟然出现了大面积缺电及电源无序建设等问题，加上国际上几起大停电事故的影响，使人们对电力工业改革产生了若干疑惑。其中主要的一个疑惑竟然是：是不是电力改革导致了中国缺电？

　　为此，笔者采访了几位经济学家，他们指出，我国的电力改革确实有些机不逢时，但决非改革导致了缺电。相反，正是改革在很大程度上促进了我国电力工业的快速发展。改革也不会直接威胁电力安全，对近年国际上几次大面积停电事故的调查表明，没有一起事故是与改革有关。有关电力无序建设、大起大落问题，煤电油价格冲突问题及电力生产经营秩序问题，其症结还是在改革如何深化上。电力体制改革不是改早了、改糟了、改完了，而是刚刚开始，万里长征才走完了第一步。

　　几位专家表示，电力改革付出了一些成本和代价，但应该看到，改革也取得了实质性进展和积极成效，主要有以下几条：

　　一是发电领域打破了一体化经营的垄断局面，激发了电力投资者的竞争意识，控制了电源建设成本和燃料消耗；二是在电网方面组建了南方电网公司和五家区域公司，为打破“省为实体”，建立区域电力市场，在更大程度上优化资源配置创造了条件；三是对电力辅业、多种经营企业实施主辅分离，将会逐步消除关联交易，开展公平竞争；四是电力改革促进了有关电价改革。

　　国外电力改革的成功经验表明，在兼顾电力系统性、安全性和社会公益性要求的前提下，通过输电网平台和独立的调度交易系统，完全可以在发电企业与配售电企业及大用户之间建立多种形式的电力交易关系，形成新的价格形成机制和比较有效的电力市场运行体系。当然，在建立电力市场的过程中，也要妥善处理好网络阻塞、市场力控制、电力发展和环保等问题。但是，市场有问题，并不等于不能建立市场。只有通过建立市场，才能不断发现问题、解决问题，逐步推进市场走向规范和完善。

　　煤电利益如何协调？

　　影响电力供需平衡的主要矛盾已逐渐从装机总量不足转向其他方面，如电煤供应短缺。如电力需求，供给方的产煤运煤能力、设备生产能力、输配电能力，以及环境影响，是否得到充分的全盘考虑？电力会不会由“硬短缺”转为“软短缺”，即有发电能力，却发不出电？深究起来，电力紧张其深层原因，最突出的是“市场煤”和“计划电”之间的冲突和矛盾。

　　由于

煤炭价格大幅上涨，2005年1至4月，国内电力企业经营效益逐步下滑，利润同比大幅下降。5月，22家大型骨干电力企业就此在北京召开特别会议，并提交了一份详细的报告给国资委和发改委。

　　专家们表示，2005年煤电运形势依然严峻，尤其华中电煤供应不足。预计2005年全社会用电量将增长13%，其中华东电网、华南电网以及华北电网部分省份的用电量增速将超过14%。预计今年全国电力缺口在2500万千瓦左右，低于2004年。

　　公允地说，煤电问题看似市场问题，实质有历史问题和社会问题的属性。据2004年煤电行业的收入分析，一般电力企业的收入是当地煤炭企业的3～6倍。多年来政府对电煤价格的政策干预，最直接的反映就是以往的煤炭行业政策性亏损。以2004年及以前的10年电煤情况分析，煤炭产量完成134.5亿吨，电煤消费量一直是煤炭产量的50%左右，我国电煤和市场煤炭之间的长期平均差距在40元/吨以上，导致煤炭行业减少收入2700亿元。目前，这种差距正在不断加大。

　　实际上，中国市场对电煤的需求与其价格的上涨并非成正比的。只是，眼下的电荒已经将供电市场过度放大，对电煤的需求突然被拉高。这时，煤电之间的利益如何协调已经成为发电行业不得不思考的问题。

　　与此同时，自今年5月起，发电企业执行国家煤电联动政策，工业用电每千瓦时上涨2.8分，现在发电企业亏损正逐步下降。但电价上涨仍不能完全消化煤炭涨价因素，而且将来运费、水费和环保收费的上涨，都要体现在电价中。

　　事实上，业已开始实施的煤电联动并没有带来预期中的兴奋，煤电联动仅仅是拉郎配而已。业内人士纷纷指责，联动方案并没有在电煤价格大幅增长的情况下将火电企业脱离苦海。当初方案规定：“原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。”

　　实际上，由于2004年底的煤炭供货会上煤电双方签订的合同价格大大超过发改委规定的变动范围，使得本次调价过程极为被动，确定煤电价格联动公式中的“煤价变动量”成了难事。据了解，本次煤电联动方案价格调整幅度是以去年5月煤价为基础计算出来的。燃煤电厂上网电价的上涨幅度为全国平均0.0213元/千瓦时。发电企业将煤价上涨的70%部分通过上网电价转移出去，另30%由企业自己消化。

　　电煤的市场化操作与上网电价的计划政策成了不可调和的矛盾。就煤电联动的方案设计分析，没有完全考虑相关行业的利益平衡问题——煤炭产业是电力产业的上游产业，煤炭市场化的健康协调发展，是电力产业发展的必要前提；但是，煤炭企业已经完全走向市场，产品价格和分配由市场竞争决定，而目前电力行业在很大程度上仍然是计划和政策的载体。实际上，煤电联动导致电力行业的计划经营的巩固和加强。当电煤指导价和市场煤价差太大而出现电煤供应的价格政策性短缺时，遭殃的便是火电企业。

　　煤电之争何时才能到头？

　　这是一个不无沉痛意味的追问。

　　资本是万能钥匙吗？

　　诚如前文所述，电力投资项目必须有20%的资本金。目前我国电力企业存在两方面资本金不足，其中一个是电网资本金缺乏，过去靠贴费，现在完全靠自有资金。将来需要增加这方面投入，那么资本进入电力市场真是一把万能钥匙吗？

　　几位经济学家大同小异地表示：事实上，无论是总量短缺还是结构性问题，最终还是由于市场化不够，民间资本至少在目前很难通过有效的途径进入电力市场，即使有效进入也只是起到一个有限的补充作用。

　　《全球经济报道》(2004年8月18日)曾以“外资将获准进入中国电力市场”为题报道，中国国家电网公司已委托高胜和瑞银负责此次销售，事实表明，这些外资也只能起到有限的补充作用。

　　颇为尴尬的是，外资企业早已开始悄悄撤退。2005年7月，在进入中国电力市场9年之后，美国联合

能源公司决定将旗下10家电厂全部出售，最终以撤资结束了中国之旅。外资目前在中国电力市场的投资比率很可能接近零。而在1997年，这一数字曾经高达14.5%。

　　中国电力，路在何方？

　　截止2004年，中国发电装机规模已超过4亿千瓦，尽管相应的电网建设还不够完善，但在全国大部分地区也基本满足建立电力市场的需要，且可以继续加强。从六大区域看，装机规模与国际上的区域电力市场基本相当，资源优化配置的潜力很大。

　　和发达的市场经济国家不同，我国的电力改革处于经济快速发展和经济体制转轨时期，改革需要积极借鉴国际上的成功经验，也需要结合国情进行大胆创新。实际上，东北电力市场在两部制电价基础上的年度和月度竞价，华东电力市场在统一竞争、分区控制、协调运作原则下实行节点定价和差价合约，都很有特色。只要试点先行，不断摸索，就会不断得到改进，逐步走向成熟。

　　应该指出的是，我们只是做到了厂网分开，电网资产尚需继续重组；电力企业大多还是一股独占或一股独大，企业改革远没有完成；区域电力市场建设刚刚启动，还要处理好中央与地方、东部与西部、水电与火电、近期与长远等各方面的问题；由于政府职能改革的滞后，还没有建立规范的电力监管体系；电力改革的具体组织实施也需要统一认识，形成强有力的推进主体。

　　归结起来大致有几个方向：一是在区域电力市场建设过程中，进一步理顺电网资产关系，制定独立的输配电价，加快输配电网建设，在电力配售环节培育新的市场主体；二是电网、发电企业和辅业单位，按照垄断和竞争性企业的不同要求，加快建立现代企业制度，理顺各种产权关系，完善公司治理结构，切实转变经营机制；三是顺应市场经济的要求，加快政府职能转变，加快电力法制建设，加强电力规划和产业政策指导，理顺电力监管职能，规范市场准入制度，维护市场秩序，依法实现有效监管。

　　其实，一切的路，就在脚下！