带引号的“电荒”

    消除“电荒”，解决“市场煤、计划电”顽疾，唯有深化改革电价形成机制

    文/《瞭望》新闻周刊记者王仁贵

    今年部分地区的缺电来得有些频繁而持久。

    迎峰度夏期间，浙江遭遇了7年来最严重的缺电；江苏用电缺口超15%，最大缺口超过1000万千瓦；广东最大电力缺口达到400万千瓦。全国出现了3000万千瓦左右的用电缺口。

    以处于我国能源输送末端的湖南为例。5月上旬用电最为紧张时，全省需求为1650万千瓦，而实际负荷只有1000万千瓦，单日最大限电达30%。省经信委主任谢超英对《瞭望》新闻周刊记者表示，以往是“季节性缺电”，现在是“全年性缺电”。

    事实上，冬季的形势依然严峻。国家电监会新闻发言人谭荣尧表示，今冬明春全国最大电力缺口约2600万千瓦，其中既缺煤又缺水的南方和华中地区用电矛盾最为突出。

    据电监会的统计数据，今年以来，共有17个省份采取了拉限电和错避峰的措施。大部分地区电力供应偏紧，部分地区缺电严重。中国电力企业联合会专职副理事长魏昭峰预判，2013年电力缺口将达7000万千瓦。

    如果从标志我国电力工业全面进入市场化改革的2002年为坐标来看，这一年的2月，国务院下发了《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发［2002］5号文件)，这一年我国的电力装机容量近3.6亿千瓦；时过8年，2010年我国的电力装机容量已经历史性地跨越至9亿千瓦，但却未能根本上改观中国缺电的状况，同样未能从根本上改观的是电力体制的改革。

    不同的是，统计数据显示，上半年全国火力发电利用小时只有5200小时，未达到5500小时的设计水平。如果说之前长期存在的是由于装机容量不足的硬缺电；当前面临的则是在电力装机充裕的情况下，带引号的“电荒”。

    电改8年后的“计划电”

    作为煤炭匮乏省份，湖南每年需要电煤3800万吨,其中，60%需从山西、河南、贵州等省调入。今年，由于这些省份自身也缺电，减少甚至中断了对湖南电煤的供应。为了弥补陆路运输不足，拓展电煤来源，从去年下半年开始，湖南大量从海路调煤。

    先从秦皇岛港用海船运至长江口，换小船逆长江上运至洞庭湖，换更小的船沿湘江逆流而上，再由汽车转运送至电厂。经过行程近4000公里的“海进江”，抵达湖南时煤价高达每吨1200元，光运费就占去成本的2/3。这一过程需要25天左右，在当地于是有了“八千里路云和月，二十五天海进江”的说法。

    无奈的“海进江”，表面是电煤的金贵，折射的是电力体制的不畅。“多年累积的煤电矛盾在今年有趋于恶化之势”，采访中，《瞭望》新闻周刊记者多次听到如此的反映。

    电煤价涨，只是当前电力困境循环链条的一环，往前看是电价改革滞后，向后看的结果是电企亏损。对五大发电企业火电业务严重亏损，谭荣尧认为，“最关键的是要推进电价改革，发挥电价的经济杠杆作用。”

    2002年出台的国务院 “5号文件”启动实施了以厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网为主要改革任务的电力体制改革。同年，实现了发电厂与电网的分开，形成了五大发电企业和两大电网的格局。但如今，8年过去了，后两项却没有得到强有力的推进。

    “多年的改革后仍旧未能走出‘计划电’的牢笼”，国务院研究室综合司副司长范必在接受本刊记者采访时表示。

    按照2002年的电力体制改革方案，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。但现实是，只在发电环节打破了垄断，与国务院确定的电力市场化改革目标还有很大差距。“特别是在输配环节还没有摆脱计划体制的束缚”，范必认为。

    进一步来看，“由于还没实现输配分开，输配环节还没有做到独立核算，也没有独立的输配电价，严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置”，范必指出。

    这在中国电力国际有限公司高级经济师王冬容看来，是中国电力工业在政府的宏观调控和微观管理之间，在计划手段和市场手段之间，在对电力工业及其上下游之间的管理上，出现了制度的纠结，阻碍了发展的协调和可持续性。而这种制度纠结首先表现在对电价管制上。突出的表现是8年多来我国电价管制模式始终没有大的变化，上网电价和销售电价仍然都被严格管制。现实的电价形成机制成了“管住两头，中间不管”。由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，依照“成本加合理利润”的原则由政府部门行政审批决定，“两头被堵死”，范必认为，“所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。”

    研究人士分析指出，上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损；如果电力需求下降、电煤价格下跌，电力企业受制于政府电力定价的束缚，也不可能主动面对市场，实行打折促销等经营策略。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。

    中国华电集团公司政策与法律部主任陈宗法认为，按照2003年5月，国家发改委出台的《电力厂网价格分离实施办法》规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。

    发电量按计划分配是“计划电”的又一突出表现。“我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平，只要机组在电力调度机构有‘户头’，就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数”。采访中，记者屡次听到大型发电企业抱怨。

    在范必看来，人为设定的发电量计划既不反映供求关系，也无科学依据。即使按计划经济的标准，这样分配也是不合格的。计划经济时期国家做计划、定指标要经过“几上几下”、“综合平衡”，上下级、相关部门都认同才最后敲定，这是基本原则。更何况经过计划体制改革，国家取消了大部分指令性计划，计划的定位总体上是指导性的，而不是指令性的，这是市场化改革的重要成果。“目前，国务院主管部门并没有下达发电量计划，各地自行出台的发电量计划指标应当取消。”范必说。

    另一方面，在实际执行中，发电量按计划内电量与计划外电量被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。在范必看来，今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

    电力交易 “统购统销”是“计划电”的又一表现。发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。采访中，发电企业工作人员向本刊记者表示。

    据本刊了解，在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.3～0.4元/千瓦时，以东部地区为例，工业企业实际用电成本可以达到0.7～0.9元/千瓦时，商业企业大都超过1元/千瓦时，甚至更高。范必说，出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价。正是由于电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。

电和煤的“双轨制”故事

    电企、煤企伴随中国电力体制改革一路上扮演的角色，在陈宗法眼中经历了“盈亏大反转、冰火两重天”。

    2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处于供过于求的状态，国家每年召开一次煤炭订货会，会上国家定好煤炭价格，分配好运力，煤、电企业再去衔接量的问题。在这种计划模式下，煤炭行业长期亏损。上世纪90年代中期，中央统配煤炭企业亏损80多亿元，中央财政补贴了60亿元。不堪重负的中央政府，向地方下放煤炭企业。时至2000年，煤炭行业还是全行业亏损。而同期的电力企业却是“电机一响，黄金万两”。

    逆转发生在2002年以来，国家逐步放开煤炭价格；2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。由于经济的快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升，煤炭企业迅速“脱贫致富”。再加上上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式，还推出了标杆电价，火电企业逐步进入“亏损时代”。

    2010年，五大发电企业运营的下属436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008～2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1～7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。由于电煤价格难以消化，火力发电企业是发电越多，亏损越多。

    陈宗法透露，五大企业成立时，平均资产负债率已超过65%。2003年以来持续攀升，特别是2008年巨亏，负债率陡增4～5个百分点，到2009年达到高峰，近两年五大发电企业都在85%上下徘徊，个别较高的接近88%。电改后8年多时间里，共增加负债率20多个百分点。

    为了疏导煤电价格矛盾，近年来国家层面多次实行了煤电联动。按照规定，联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。在现实生产中，通过联动调高电价后，随之而来的是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，国家再次调高电价。轮番涨价令下游工商企业承担了更大的用电成本。而由于联动方案在设计时就没有充分反映煤价上涨的全部成本，多次联动后，让发电方再消化30%的成本，已经没有多少空间了。因此，范必认为，煤电联动可以在短时间内缓解发电企业亏损的压力，但无法使它们真正摆脱困境。

    另一方面，“作为央企的五大发电企业，销售端面对的是电网企业‘独此一家’的垄断体制和地方政府‘分灶吃饭’的财政体制，受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施（如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等），执行中经常被打折扣，有的落实不及时，陈宗法指出。

    事实上，近年来，国家电监会通过重点检查和抽查，的确发现一些省份经常违反国家电价、电费结算政策，如用行政手段强制降低上网电价、通过出台峰谷分时电价变相降低上网电价、不严格执行脱硫电价政策等，给发电企业每年带来数亿元的经济损失。

    从深层次来看，大唐集团湖南分公司总经理魏远对本刊记者表示，秦皇岛港存煤长期稳定在720万吨至750万吨，广东、广西等沿海港口存煤也都充裕，在“电荒”严峻的情况下，火电企业开机却远远不足，上半年全国火力发电利用小时只有5200小时，未达到5500小时的设计水平。“今年以来一些省份出现“电荒”问题，究其原因并不是缺煤，也不是缺电，而是缺市场机制”。

    发电企业与电网对接的“双轨制”更加剧了这一矛盾。由于发电量的计划内和计划外之分，超计划发电部分电网要降价收购，后果是电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。于是就出现了消极怠工的现象。一家电厂厂长告诉本刊记者，电厂连年亏损，“我不能说罢工，但至少是怠工，资产负债率是我们考核的主要指标，电厂没有发电积极性，煤企更没有送煤积极性”。

    而计划插手下的平均分配发电量的后果也是严重的。我国近年来新上了大批大容量、高参数的发电机组，可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例，每千瓦时发电平均煤耗只要280克，而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。“平均分配”客观上鼓励了高耗能的小火电机组的发展，与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。

    “小机组多为地方所有，而大机组大部分属于大型发电集团，这一举措能够保证自己机组的发电时间”，某大型发电企业工作人员坦言，另一个原因是，手握分配权的地方主管部门不愿意放权，以“小机组也得活”的理由继续推行平均分配发电量。