构建电力工业新格局

　　国务院发展研究中心产业经济研究部课题组编者按：随着盛夏的来临,能源紧张进一步加剧。6月15日，国家发改委调整了南方、华东、华中、华北4个区域电网的电价，全国电价总水平平均每千瓦时提高了2.2分。今年以来，已有24个省区市拉闸限电，高峰时段电力供需缺口达2000万至3000万千瓦。电力工业的供需紧张关系近来成了举国关注的热点问题。国务院发展研究中心产业经济研究部课题组在“中国产业发展跟踪研究年度报告（2004）”的电力工业部分中，对电力工业的供需形势、发展趋势及电力体制改革的影响与风险做了比较深 入的研究，特此刊出，以飨读者。

　　电力工业供需形势分析

　　1. 供需结构性失衡，停限电范围加大

　　今年以来，已有24个省区市拉闸限电，高峰时段电力供需缺口达2000万-3000万千瓦。中国再次出现了久违的“电荒”现象。导致电力供需结构性紧张的原因是多方面的，既有体制性的也有短期的。

　　首先，电力的投资体制制约了电力投资的增长。目前的投资体制依然是计划控制，政府审批。而由于电力投资周期很长，待到市场出现问题以后再采取措施往往为时已晚。1998年之后，由于对宏观经济走势判断上的失误，一方面国有投资主体基本停止了对火力发电的投资，另一方面投资审批部门也最大限度地限制了其他经济主体投入国内火力发电市场。由此造成了目前电力装机容量的不足。

　　其次，电力市场的割裂状态导致局部区域电力供求的不平衡。由于我国地域辽阔，电力资源的分布和需求状况极不平衡，珠江三角洲和长江三角洲地区是这一矛盾较为突出的地区。一方面，两地区是目前国内经济最发达和增长速度最快的地区，另一方面又是电力资源最匮乏的地区。受到环境保护等方面的影响，短时间内建设能够满足本地区需要的发电厂是比较困难的。然而，由于电力市场之间的分割，使这些地区的企业无法有效地参与其他地区的电力市场竞争以保证自己的用电安全。

　　再次，电网“瓶颈”约束。近几年来我国的城乡电网改造已经取得了一定成绩，许多省份电网的输配电能力有了明显提高。但由于近年来我国人民生活水平的明显提高和城市的迅速发展，我国城市配电网输配电能力不足的情况目前还没有得到根本改善，在我国东南部沿海发达地区，由于地区经济发展迅速，电网发展的速度仍难以赶上地区经济发展的速度，电网输配电能力受限仍是导致拉闸限电时有发生的主要原因。

　　最后，高耗电行业如钢铁工业，有色金属工业等的高速发展也是一个重要的短期因素，此外电煤供应紧张、机组非计划停运次数增加等短期因素也加剧了部分地区的用电紧张局面。

　　2. 电力消费快速增长

　　受宏观经济特别是工业经济快速增长的拉动，2003年1—10月份，全社会用电量达15338.44亿千瓦时，比上年同期增长15.33%。第二产业仍然是带动全社会用电量增长的主导因素：这一时期第二产业用电量11268.56亿千瓦时，占全社会用电量的73.47%，同比增长16.21%，高出全社会用电量增长率近1个百分点；其中工业用电量累计达11119.30亿千瓦时，比上年同期增长16.22%，重工业用电量累计达8719.06亿千瓦时，同比增长16.09%；轻工业用电量累计达2400.23亿千瓦时，同比增长16.72%。另外，第一产业用电量同比增长1.20%；第三产业用电量同比增长15.44%；城乡居民生活用电累计为1844.28亿千瓦时，同比增长14.26%。

　　工业用电中，高耗能行业继续快速增长，行业用电量排序出现变化。2003年前三季度，冶金、有色金属、建材、化工等四大行业用电也一直居高不下，分别增长25.82%、24.52%、17.7%和13.38%，累计净增电量651亿千瓦时，占工业净增电量的46.07%，直接拉动工业用电增长7.62个百分点。截至2003年9月底，有色金属行业用电已经超过建材行业，成为第三大用电行业。黑色金属行业用电比重距离化工仅差0.1个百分点，位居第二。

　　分地区看，用电的快速增长呈全局性特征。全国31个省（市、自治区）中，除贵州、重庆、北京和黑龙江外，其他省份全社会用电量的同比增长速度均超过10%。华东地区和中南地区的用电量增长高于平均水平，分别为17.92%和16.53%。

　　3. 发电总量与结构

　　与消费的快速增长相适应，全国发电总量也高速增长，发电设备利用小时数大幅增长。由于来水偏少，水电发电量远远低于火电发电量的增长速度，全国有13个省份的水电发电量出现同比下降。据统计，2003年1－10月全国完成发电量15121.3亿千瓦时，同比增长15.4%，是1995年以来增速最高的时期。其中，火电12558.6亿千瓦时，水电2193.8亿千瓦时，核电357.6亿千瓦时，同比分别增长16.5%、3.6%和84.6%。

　　从地区结构看，2003年1－10月发电增长最快的省（市）分别为江西、宁夏、浙江、湖南、陕西、湖北、天津，同比增幅均超过了22%；而青海的发电量则持续同比下降。

　　区域间电量交换继续快速增长，区域内省间电量交换也很活跃，凸现了区域电网优化配置电力资源的优势和联网错峰效益。

　　4. 竞争格局现状

　　目前，电力行业投资经营主体共有5方：一是原国电系统重组的国有五大发电公司，每家约拥有3000万千瓦的装机和数百亿资产，堪称中国电力市场中重量级的竞争对手；二是仍为国字号的三峡总公司、国投电力公司和国华电力公司；三是地方国有企业，全国43家地方电力投资公司拥有电力资产1752亿元、发电容量5539万千瓦，占全国电力装机的17%；四是外商直接投资项目3700万千瓦；五是民间资本也崭露头角，如中国民营企业林凤集团已经购买了投资额30亿元的四川嘉陵电力有限公司51%的股权。

　　以上五大发电投资主体，虽然力量不很均等，特别是民间资本尚属弱小，但是电力改革后利好、稳定的投资回报和市场的开放，会吸引更多的社会资本进入。

　　电力工业的发展趋势

　　1. 行业景气继续保持平稳

　　当前电力供应能力是限制行业增长的主要“瓶颈”，因此在行业生产能力得不到大幅改善，而且电价没有市场化的情况下，中国电力工业的增长和效益状况将始终维持在“不温不火”的局面上。

　　中国产业增长预测模型显示，今年电力工业增长景气指数和效益景气指数将继续保持平稳，年底增长景气水平将达120点，效益景气指数达115点，全年平均水平与今年接近。预计全年实现销售收入亿元12000亿元左右，实现利润亿元800亿元左右。

　　2. 供需矛盾更加突出

　　由于电力需求继续高速增长，同期电源投产容量相对不足，预计今年全国总体电力供需形势将比2003年更为严峻，持续拉限电的地区有所增加。

　　需求方面，占社会用电总量近3/4强的工业发展势头良好，对电力的需求呈持续扩大的趋势，其用电每增加1个百分点，将带动社会用电总量增加0.72个百分点。更为重要的是近年来电力消费弹性系数持续增加。

　　电力消费弹性系数表示经济增长和社会发展对电力的需求强度。电力需求强度与产业结构密切相关。产业结构一般在短时间内不会产生太明显变化，所以，今后的电力需求强度在短时间内也不会迅速降低。估计今年电力消费弹性系数将保持在1.5左右。

　　今年我国宏观经济仍将保持强劲增长的势头，保守预计，GDP将达8%左右，与此相适应，全社会用电量将增长12％左右，用电总量将达到21100亿千瓦时以上，净增2200亿千瓦时以上。

　　供给方面，在目前的电力能力利用率已经达到很高水平的情况下，今年的电力供给会面临较严峻的形势，短期内电力供需总体偏紧的态势不会改变。

　　3. 行业投资速度将进一步加快

　　由于全社会用电量的增长速度远高与电力规划的预测，为缓解日益突出的电力“瓶颈”，国务院讨论通过了十五后3年电力发展调整规划，将全国准备新开工的电源项目由8000万千瓦增加到11000万千瓦，十五期间前2年每年开工2200万千瓦，2003～2005年每年开工要达到2500万～3000万千瓦，年平均投资额约2000亿元。

　　而电网建设也日益受到重视，根据国家电网公司的投资规划，今年国家电网公司系统将分别投资462.3亿元和230亿元用于大中型电网基建和县城电网改造。

　　电力体制改革的影响与风险

　　根据《电力体制改革方案》，“十五”期间，电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

　　我国电力体制改革的基本内容是“厂网分离,竞价上网”。改革方案核心部分有三方面：即“纵横双向彻底拆分国家电力总公司、重组国有发电企业和确立新的电价形成机制”。目前，改革主体框架已初步建立，国家电力监管委员会、国家和南方二大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团均已挂牌成立。

　　由于此次电力改革涉及面较广，而且具体实施细则尚存在较大的不确定性，所以不能很准确地评估此次改革的短期影响。但从中长期看，首先，电力体制改革方案出台将引发行业大重组。其次，竞价上网将使原有的电价形成机制发生变化。电价的统一趋势必然导致发电企业盈利水平出现较大分化。最后，电力体制改革在发电环节引入竞争机制，将可能降低上网电价和抑制近十几年来电价不断上升的趋势。

　　1. 对火电的影响

　　从发展趋势上来讲，电力体制改革对不同类型的火电企业的影响有很大差异：

　　第一，大的发电集团将获得更好的发展空间。由于以前国家电力总公司在电力市场中处于垄断地位，国电系统之外的北京大唐、华能国际、山东国电、中电投资等非国电系统的企业在发电市场中的竞争中一直处于不利地位。而电力体制资产大重组后，这些企业面临着很到的发展机遇机遇：国电电力总公司的拆分，使电力市场上的垄断被打破，厂网分离使市场竞争更加公平，自身发电资产质量较高又使其在竞价上网中处于优势，这些公司将获得更大的发展空间。另外，以它们为基础，组建国务院授权经营的电力公司，并且获得了原来国电总公司所属的众多发电资产，这些企业的发电规模大大扩大，企业在市场竞争中的地位将进一步提高。从中不难看出，新成立的这些发电集团将在市场竞争中获得非常好的发展空间。

　　第二，地方火电企业的分化将日益加剧。电力体制改革后，对于数量众多的地方火电企业来说，影响较为复杂。从有利方面来讲，电力市场新体制的逐步形成，地方火电企业将作为平等电力市场竞争主体参与电力市场竞争，不会再像垄断体制情况下，受到不公正的待遇，完全凭公司的实力参与竞争。市场竞争更加有序、透明，特权保护减弱，大环境的改善会使一些资产质量较高，规模较大的地方火电企业业面临着更好的发展机会，可以获得更大的市场份额。而从不利方面来说，相对于国家授权经营的电力公司，这些公司的技术实力和人才积累、市场开拓能力都处于弱势。另外，投资区域也比较狭窄，大多离不开地方政府的优惠政策或者补贴，抵抗竞争风险的能力不强。

　　由于不少地方火电企业装机容量规模普遍较小，资产质量不高，随着电力竞争的全面展开，经营风险将加大。尤其是一些规模小、经营效益较差的小火电企业，火电行业今后激烈的市场竞争将使它们面临着艰难的选择：或者被大的发电集团收购，或者因效益差而退出竞争。

　　第三，外资火电企业面临着良好的发展机遇，外资电力公司的实力不容忽视。我国电力市场对外开放较早，但由于一直对外资参股比例有一定限制。目前全国大中型中外合资电厂39个，总容量2700万千瓦，占全部装机容量的8.46%，外商投资23亿美元。加入WTO后，外资进军我国电力市场的步伐会明显加快。国电总公司的拆分，垄断机制的打破，无疑也会给这些外资电力公司带来发展机遇。目前，国内不少的火电企业都有外资成分。因此，电力体制改革之后，除了国内火电企业之间的重组和收购兼并外，外资收购国内火电企业的可能性也将大大增加。

　　2. 对水电的影响

　　首先，实现“厂网分开、竞价上网”和全国联网后，水电表现出明显的低成本竞争优势，水电投资规模和发电量和在电力结构中的比重将会不断提高。在水电与火电单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7000-10000元，30-60万千瓦国产机组的火电为5400-6300元，进口66万千瓦机组为7200-8200元，水电比火电高约40%。尽管水电的建设成本高于火电，但国内水电企业的运行成本确远低于火电企业，当前，水电平均运营成本为0.04－0.09元／千瓦时，而火电则高达0.19元／千瓦时左右，并且随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。由于核能、风能在我国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显。

　　其次，“直供”将使低成本的水电公司掌握部分终端客户。新的电力体制下,将允许发电公司向单独的大客户进行直供,供电价格由双方根据市场供求情况进行协商。这对低成本的水电公司是一个巨大的机遇,不仅有利于提高电力销售量,以及通过减少供电环节提高售电价格,而且通过直接掌握一部分终端消费者,减少未来对电网公司的依赖,使水电公司的电量销售更有保障。

　　最后，过去由于各区域电网没有实现联网，电力市场自由竞争无法实现，而水电公司多数地处经济不发达的西部地区，当地用电增长潜力小，因此低价竞争的优势得不到体现。电力体制改革后，随着全国联网和“西电东输”项目的建成，西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现，东西部发电商经营条件和回报的地区差异性也将逐步消除，从而会促进水电的发展。

　　3. 对电网建设运营的影响

　　在电网方面，由于全国联网工程是形成“竞价上网”的基础，国家将加快推动全国联网和“西电东送”过程中，形成了内蒙古西部电力送京津唐电网、内蒙古东北部电力送东北电网、华中电网的水电送华东电网、西南水电送广东等联网工程。而华中-华北联网工程、西北与华中联网工程；山东-华北联网工程等重点工程都还将进一步完成。

　　成立国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列。由国家电网公司负责组建华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、西北、华东（含福建）和华中（含重庆、四川）5个区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力企业由国家电网公司代管。南方电网公司由广东、海南和原国家电力公司在云南、贵州、广西的电网资产组成，按各方面拥有的电网净资产比例，由控股方负责组建南方电网公司。

　　4. 需防范的改革风险

　　第一个风险就是发展的风险，电力体制的改革所处的产业基础跟发达国家相比有很大的区别。发达国家都是电力供给比较充裕的情况下提出的电力体制改革，比如说英国的电力体制改革，改革之初的富裕容量达到20％─30％。我们国家刚刚告别电力短缺，总体上才达到一个供需平衡的状态，特别是近两年，由于经济的高速发展，电力供应能力出现滞后，一些沿海经济技术发达地区出现了局部的电力短缺。改革之后，存在发展的问题。过去的改革实际上创造了一个很强的投资激励机制，市场化改革之后，这种发展的机制跟过去相比机制的激励是减弱了。不管在市场准入方面还是在项目管理方面如果不做大的政策调整，那么这种改革发展的风险是比较大的。如果在市场准入上放松一点，把全社会办电的激情调动起来，尤其是投资（各种企业包括各种煤炭企业有很强的投资发电能力）积极性调动起来，那么发展的风险可以得到相当程度的规避。

　　第二个风险是价格风险。电价是电力体制改革的难点之一，难点表现在两方面：一是电价形成机制的问题，二是电价结构不合理的问题。在电价结构当中绝大部分的构成是发电厂决定的，输送电环节的网电价格现在还是偏低。厂和网分开之后就存在发电企业和电网企业持续发展的问题。要有投资的能力，必须把扭曲的价格结构调回到合理的结构状态，也就是提高输配电环节的价格。那么如何在保证终端销售电价不增长的前提下，提高输配电价？惟一的办法就是把上网过高的电价压下来，发电市场是竞争中的市场。价格的形成是由市场的供求关系决定的，政府没有调节市场的手段和工具，上网电价如何压下来是一个很大的难题。价格的不合理是价格有可能上涨等风险所在。从电价的走势来看，有调节的空间，但是需要形成一个良性的调节机制。

　　第三个风险就是厂网协调运转的风险。在过去厂、网一体的统一结构中，厂和网的协调是在公司内部完成，当厂和网成为两个独立的主体之后，怎么协调是一个风险问题。例如某一个投资者在某一个地方建立一个厂，那么电网的建设能不能随之跟上，愿不愿意跟上，这就是厂和网之间的协调。如要规避这个风险，就是电源与电网规划的协调，就要提高监制机构的权威性，使其有能力去协调这种矛盾。

　　第四个风险是环境风险。电力引入竞争之后各个电力公司想方设法降低成本，可能会为追求短期的利益而忽视环保问题，如果政府没有一个强的、合理的机制来约束，发电企业肯定会忽视环境问题，而导致环境的恶化。文章来源：经济参考报发布日期：2004-6-30星级：