關于山西省供電緊張、煤電矛盾與電力體制改革的調查

　　 2009年以來，在煤炭市場價格連續(xù)呈兩位數(shù)大幅上漲的情況下，上網(wǎng)電價并未按照煤電聯(lián)動機制要求做出相應調整。這不僅導致發(fā)電企業(yè)的大面積虧損，也影響到電力的供需平衡。2011年3月以來，全國多個省份出現(xiàn)了“淡季”電力供給緊張的局面，作為產(chǎn)煤大省的山西也出現(xiàn)了供電緊張的現(xiàn)象。供電緊張，電力價格以及煤電矛盾等問題一直困擾著政策決策部門和發(fā)電企業(yè)。針對當前的供電緊張和煤電矛盾問題，2011年10月，我們對山西省進行調研。
　　 一、山西供電緊張、煤電矛盾問題的現(xiàn)狀及分析
　　 （一）裝機容量充足，但是電力供應偏緊
　　 截至2011年9月底，山西省發(fā)電裝機容量為4754萬千瓦，其中火電裝機4416萬千瓦，占總裝機容量的92.9%?？傮w上，以山西省目前的發(fā)電裝機容量來看，提供穩(wěn)定電力供應保障應該不成問題。目前用于省內電力平衡的省調電廠裝機容量約為3400萬千瓦，而當前最大用電負荷為2250萬千瓦。但現(xiàn)實情況卻是屢屢出現(xiàn)拉閘限電現(xiàn)象。2010年四季度山西各地頻繁出現(xiàn)間斷性停電。2011年8月份以來更是連續(xù)28天采取限電措施，最大限電達到254萬千瓦（發(fā)生在8月31日），約占當日全省用電負荷的13%。中秋節(jié)后隨著夏季高峰用電的結束，缺電現(xiàn)象仍然沒有消失，10月份電力缺口還有100萬千瓦左右。
　　 之所以在裝機容量充足的情況下出現(xiàn)缺電現(xiàn)象，其直接原因是非計劃停機嚴重。一般情況下，電力系統(tǒng)所允許的非計劃停機比例為5—15%。然而自8月11日以來，山西省調電廠平均停運容量超過1000萬千瓦，最大總停機容量接近1100萬千瓦，占省調裝機容量的33.44%，其中缺煤停機容量為438萬千瓦，占省調裝機容量的13%，主要集中在中南部，還有很高比例的非計劃停機是發(fā)電企業(yè)借機組檢修或設備故障之名故意停機。除此之外，出于降低燃料成本的考慮，發(fā)電企業(yè)普遍采取摻燒劣質煤的方法，使得機組出力不足，加重了電力供應緊張程度。2004年之前，山西各電廠的燃煤發(fā)熱量均在5500大卡左右，目前已降至4500大卡左右。據(jù)山西省電力行業(yè)協(xié)會估計，煤質差影響山西省調電廠發(fā)電約140萬千瓦。
　　 （二）電廠虧損嚴重，導致發(fā)電積極性低
　　 造成如此嚴重的非計劃停機局面的根本原因是發(fā)電企業(yè)嚴重虧損，發(fā)電積極性低。近3年來，山西省火電企業(yè)持續(xù)出現(xiàn)大范圍的虧損。到2010年，山西擁有主力火電企業(yè)22家，其中16家虧損，虧損額44億元。2011年，情況進一步惡化，資料顯示，中南部13家主力火力發(fā)電企業(yè)去年1—7月份就虧損23.05億元，2008年以來累計虧損129億元，拖欠燃料款29.94億元，平均資產(chǎn)負債率高達106%。流動資金嚴重短缺，有的企業(yè)流資已斷裂，靠集團公司撥付流資維持運轉。
　　 造成山西火電企業(yè)嚴重虧損的主要原因是上網(wǎng)電價偏低和煤價增長過快。2003年5月，國家發(fā)改委出臺了《電力廠網(wǎng)價格分離實施辦法》，按照“零利潤”原則核定上網(wǎng)電價標準，要求以2001年省級及以上電力公司和電廠的財務決算報表為依據(jù)確定電廠上網(wǎng)電價。當時山西電廠大多使用廠區(qū)附近小煤礦的煤炭，成本相對較低，導致上網(wǎng)電價比周邊地區(qū)（除內蒙外）低。與此同時，近年來煤價漲幅過快。2007年以來單位燃料成本漲幅達92.3%，而同期山西上網(wǎng)標桿電價僅上漲29.3%，成本與收益的嚴重失衡造成了發(fā)電企業(yè)連續(xù)的巨額虧損，造成“發(fā)電就虧損，發(fā)得多虧得多”的局面，嚴重影響電廠發(fā)電的積極性。
　　 總之，作為煤電輸出大省，山西出現(xiàn)電力供應短缺的現(xiàn)象，是煤電矛盾的集中體現(xiàn)。
　　 二、關于煤電矛盾問題的進一步分析
　　 （一）煤電聯(lián)營與煤電矛盾問題
　　 近年來，隨著電力短缺和煤炭價格的持續(xù)上漲，作為解決煤電矛盾的一個思路，煤電聯(lián)營越來越被重視。在短期內看，這類重組既能滿足煤炭企業(yè)迅速提升規(guī)模和產(chǎn)值的欲望，也能解決發(fā)電企業(yè)缺煤之急，而且無需額外的支出。
　　 然而，煤電聯(lián)營能否解決煤電矛盾問題還需要深入地思考。本質上，煤電聯(lián)營是將煤電問題內部化，將交易從市場上轉移到企業(yè)內部。然而，作為資源類產(chǎn)品的煤炭計量簡單，交易相對透明，市場化程度也較高，在煤電縱向整合中，交易成本下降的趨勢并不明顯。而且，煤炭開采和電力生產(chǎn)具有完全不同的技術經(jīng)濟特性，縱向一體化不僅很難帶來規(guī)模經(jīng)濟效益，還會增加企業(yè)管理難度，甚至出現(xiàn)規(guī)模不經(jīng)濟現(xiàn)象。
　　 目前，我國正處于重工業(yè)化階段，煤炭等資源類產(chǎn)品價格呈現(xiàn)長期持續(xù)攀升走勢，對于電力企業(yè)來說，有向上游延伸產(chǎn)業(yè)鏈以獲得穩(wěn)定的原料的需求，但當前，大多數(shù)發(fā)電企業(yè)經(jīng)營和融資困難，無力收購煤炭。對煤炭企業(yè)而言，在煤炭供不應求價格持續(xù)上漲行情下，并沒有向下游并購的需求。
　　 運輸瓶頸是煤電聯(lián)營中應該高度重視的一個問題，距離過遠，成本優(yōu)勢將被運輸費用所侵蝕。目前煤電矛盾中，一些經(jīng)營困難的電廠都是離動力煤產(chǎn)區(qū)較遠的中南部地區(qū)的火電企業(yè)。這些發(fā)電企業(yè)即便是由煤炭企業(yè)來經(jīng)營，也只是用煤炭的盈利來貼補發(fā)電的虧損，難以產(chǎn)生協(xié)同效應。山西調研中發(fā)現(xiàn)，已經(jīng)完成煤電聯(lián)營重組的電廠依然存在缺煤停機現(xiàn)象，例如，南煤集團的安平電廠。
　　 煤電聯(lián)營雖然在一定程度上可以緩和矛盾，但是對于解決普遍存在的煤電矛盾問題并不具備代表性，而且它僅僅能解決部分發(fā)電企業(yè)的電煤問題，大多數(shù)未聯(lián)營的發(fā)電企業(yè)仍然需要面對煤電矛盾，甚至由于一體化進程使得煤炭市場集中度提高，趨于寡頭壟斷，還會使得煤炭的供應形勢變得更加嚴峻。
　　 （二）煤電聯(lián)動機制與煤電矛盾問題
　　 2004年底，國家出臺煤電聯(lián)動的方案，規(guī)定以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內平均煤價較前一個周期的變化幅度達到或超過5%，將要求電力企業(yè)消化30%的煤價上漲因素，在此基礎上，將上網(wǎng)電價隨煤炭價格變化進行調整，以彌補發(fā)電廠成本的增加。煤電聯(lián)動的目的是通過電力價格調整將煤炭等一次能源價格變化及時傳導到售電端，促使消費者依據(jù)售電價格變化及時合理調整用電行為，進而達到優(yōu)化資源配置和促進結構調整的作用。
　　 當前的煤電聯(lián)動機制是市場價格形成機制不健全的條件下促進價格傳導的手段，本質上還是行政成本定價，而且它的運行既依賴于完善的煤炭市場制度以形成反映真實市場供求的煤炭價格，又需要發(fā)電側市場價格和需求側市場價格具有可波動的空間。實際操作中，電力價格根本不可能隨著煤炭價格無限制的上漲，從2007年以來，煤炭價格已經(jīng)上漲了一倍多，而終端銷售電價不可能同比例增長。而且，2008年以后，CPI出現(xiàn)較大幅度上漲，中央經(jīng)濟工作會議把“防止物價由結構上漲變成全面通脹”作為全年宏觀調控的主要任務，在此背景下，政府提升銷售電價必然越來越謹慎，煤電聯(lián)動機制也隨之束之高閣，繼而采取直接的價格干預措施。之后，煤電聯(lián)動基本廢除，國家開始采取臨時性的價格干預措施，分別于2008年6月、2010年7月以及2011年6月三次對煤、電價進行了干預。
　　 由此看來，對于供電緊張、煤電矛盾問題，煤電聯(lián)動不是最終有效的解決方案。實際上，煤電聯(lián)動和當前我們采用的國家直接干預煤炭和電力價格的措施沒有本質上的差別，都是人為地，而不是通過市場機制傳導價格波動，煤電聯(lián)動機制只是將這種干預制度化和程序化了。
　　 （三）電力體制與煤電矛盾問題
　　 1、煤電矛盾問題的體制原因
　　 煤炭價格上漲最終傳導至終端消費者非常重要，一方面，這使得包括電網(wǎng)企業(yè)在內的整個產(chǎn)業(yè)鏈共同分擔漲價的影響，將影響降至最低；另一方面，只有這樣才能使得終端消費者根據(jù)價格的變化調整用電，進而對電力需求產(chǎn)生影響，并將對需求的影響反饋至上游，通過市場機制的自發(fā)調節(jié)重新達到新的均衡。
　　
　　 雖然2002年我國就開始實施新一輪的電力體制改革，但改革僅僅推進到“廠網(wǎng)分離”這一步就停滯不前了，當前的電力市場不完善，市場化價格機制尚未建立。目前，我國電力產(chǎn)業(yè)分為發(fā)電、輸電、配電、售電四個環(huán)節(jié)，形成了發(fā)電側和需求側兩個市場，有上網(wǎng)電價和銷售電價兩個價格，輸配電價合并在終端銷售電價中。從市場結構看，電網(wǎng)公司在發(fā)電市場上形成買方壟斷，在售電市場上形成賣方壟斷，制約了競爭。從價格機制看，上網(wǎng)電價和銷售電價均由政府行政管制。對于上網(wǎng)電價，政府部門的定價策略是成本加成定價——“合理的成本加上合理的利潤”；對于銷售電價，定價策略是依據(jù)輸配電價不變的原則，以上網(wǎng)電價、輸配電價與輸配電損耗來確定銷售電價。這種定價機制既不能促進競爭提高效率，也使得電力價格失去了反應和調節(jié)供求的應有功能；而且由于實施價格管制，缺乏聯(lián)動機制，使得價格訊號無法再向上下游傳遞。
　　 近年來，在煤炭供不應求，生產(chǎn)成本提高的拉動下，煤炭價格持續(xù)上漲。在與發(fā)電企業(yè)的市場博弈中，煤炭企業(yè)具有較大的市場支配能力和定價能力，電力企業(yè)成為“市場煤”價格的接受者。在發(fā)電市場上，電力供不應求，發(fā)電企業(yè)本應該具備更強市場支配力和定價能力，然后由于發(fā)電市場上單一買家的市場結構，以及執(zhí)行政府管制的固定上網(wǎng)電價，發(fā)電企業(yè)再次成為“計劃電”價格的被動接受者。而且，固定的上網(wǎng)電價使得價格訊號無法再向下游傳遞，發(fā)電企業(yè)因電煤價格持續(xù)上漲帶來的成本提高得不到有效疏導。因此，在“市場煤”和“計劃電”的夾逼之下，電力企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營面臨困難，出現(xiàn)大面積非?，F(xiàn)象，進而出現(xiàn)了在裝機能力有余的情況下的供電緊張和煤電矛盾問題。
　　 由此可見，當前電力供應短缺和煤電矛盾的根本原因在于電力價格機制不順暢，電力體制改革不到位。真正解決煤電矛盾問題，需要進一步深化電力價格改革，建立市場化電力價格形成機制和傳導機制，使得電力價格能夠反映成本和市場供需變化，并且使得價格波動能夠在上下游之間順暢地傳導。
　　 2、針對煤電矛盾問題的電力體制改革的關鍵問題
　　 第一，銷售電價是否能夠提高，如何提高？長期以來，我國銷售電價存在兩個問題，一是價格被人為壓低。低電價會導致電力的過度消費，刺激增加燃煤消耗，拉升電煤價格，進而繼續(xù)給銷售電價產(chǎn)生上升壓力。二是為了保障低收入群體的生活，政府壓低居民用電價格，使得我國銷售電價存在較為嚴重的交叉補貼，由工商業(yè)用戶補貼居民用戶。這種交叉補貼機制存在缺陷，最后的受益者大部分是不需要補貼的高收入群體，而貧困居民由于電力消費少，獲得的補貼也少，這也和補貼最初的目標是背道而馳的，既不公平，也缺乏效率。由此來看，銷售電價是存在著上漲空間的。
　　 但基于當前CPI上漲的局面，國家對提高銷售電價，尤其是提高居民電價相當謹慎。2006年以來，我國已經(jīng)多次調整銷售電價，但為了維持社會穩(wěn)定，在提升銷售電價的過程中，盡可能保持居民電價不變，提高工商業(yè)電價。鑒于此，一個可行的辦法是在提高銷售電價的同時，向低收入家庭發(fā)放補貼。真正需要補貼的貧困人群獲得了補貼，對沖漲價的影響；對高收入群體的高電價還可以抑制過度消費；而且，在新補貼機制下，由于可以降低工商業(yè)向全部居民用戶的交叉補貼，實際補貼支出將會顯著減少。由此看來，銷售電價是可以提高的。改革和完善銷售電價定價機制，靈活合理地提高銷售電價，使銷售價格能夠反映電力生產(chǎn)成本的變化，是解決供電緊張、煤電矛盾的一個可供選擇的有效政策手段。
　　 第二，輸配電價是否存在壓低的空間？如果輸配環(huán)節(jié)營業(yè)利潤大，存在著提高效率和降低成本的空間，那么壓減輸配電價也能作為解決供電緊張，煤電矛盾的一個有效的手段。由于輸配電領域處于壟斷經(jīng)營地位，市場信息極其不透明，缺乏必要的核算數(shù)據(jù)，因此對輸配電領域的利潤分析只能是間接的估算。眾所周知，電網(wǎng)企業(yè)具有固定成本較大而邊際成本較小的特征，在用電量持續(xù)高速增長的情況下（2010年，2家中央電網(wǎng)企業(yè)售電量32946.9億千瓦時，比上年增長17.4%），電網(wǎng)企業(yè)邊際成本趨于下降，由于采取輸配電價不變的原則，邊際收入將維持不變，企業(yè)利潤應該會出現(xiàn)大幅度增長。事實也是如此，2010年央企盈利排名中國家電網(wǎng)公司位列第五。相比之下，2010年火電企業(yè)處于普遍虧損狀態(tài)，中央5家火電企業(yè)，火電業(yè)務虧損118億元。顯然發(fā)電和輸配電環(huán)節(jié)之間營業(yè)利潤差別過大。這也表明存在壓縮輸配電價，在不動銷售電價情況下，提高上網(wǎng)電價的空間。
　　 三、政策建議
　　 （一）系統(tǒng)推進電力體制的改革
　　 首先，必須深入推進電價體制改革，堅持市場化改革的方向，建立市場化電力價格形成機制和傳導機制，使得電力價格能夠反映成本和市場供需變化，并且使得價格波動能夠在上下游之間順暢地傳導。其次，必須研究適合我國國情的電力交易模式，構建市場化的電力市場，如可以采取雙邊制的模式，推動電力直接交易，以區(qū)域電力市場為主，推行“多買多賣”的交易模式，負責電力輸送的電網(wǎng)企業(yè)收取相應的過網(wǎng)費。第三，必須改變當前“一網(wǎng)獨大”的壟斷格局，對電網(wǎng)進行普查，充實有關信息，對輸、配業(yè)務實行內部財務獨立核算，進而推動輸配電價格監(jiān)管的改革。
　　 值得強調的是，靈活、合理地提高銷售電價，使之能夠反映電力成本的變化，是解決煤電矛盾問題的關鍵，如果下游電價可以提高，煤電聯(lián)動機制也能復活。然而，電力作為國民經(jīng)濟基礎性產(chǎn)業(yè)，牽扯面大，提高銷售電價會不會引致其他相關產(chǎn)業(yè)成本增加，進而增加通貨膨脹壓力，成為影響決策的一個重要因素。誠然，放開銷售電價，電價將會出現(xiàn)較大幅度的上漲，但是，如果能夠建立市場化的電價形成機制，銷售電價最初的上漲能夠有效地限制目前電力需求的過度增長，并通過價格傳導機制將需求增長放緩的趨勢向上游發(fā)電領域以及原材料市場傳導，帶動原材料需求增長的放緩和價格下降，進而會帶動銷售電價的下降。中長期均衡銷售電價將出現(xiàn)下降趨勢，不會產(chǎn)生通脹壓力。更重要的是，如果維持現(xiàn)有行政性固定價格的政策，過低的銷售電價會造成電力過度消費和高耗能產(chǎn)業(yè)的過度發(fā)展，而且，由于電力市場價格機制的缺失，使得這種需求過度增長無法傳導到上游，會持續(xù)拉動上游原材料需求增長，造成能源價格過高、電力供給的不足等一系列問題。近年來煤炭價格的上漲已經(jīng)超過一倍，作為基礎的一次性能源，煤炭價格上漲也會造成通貨膨脹壓力。按照現(xiàn)行的做法，通過控制煤炭價格，以損害煤炭、電力市場的效率為代價，緩解通貨膨脹以及煤電矛盾，從中長期來看還是應當擇機推進電力價格市場化改革。
　　 （二）可選擇的臨時性政策措施
　　 1、重啟和完善煤電聯(lián)動機制
　　 雖然煤電價格聯(lián)動政策不是最優(yōu)解決辦法，但它是電力價格實行政府管制條件下，解決煤電矛盾的可供選擇的路徑，也是國際上解決煤電矛盾普遍采用的思路和辦法。如果下游銷售電價存在上漲的可能和空間，重啟和完善煤電聯(lián)動機制甚至可以看作是當前條件下解決煤電矛盾問題的一個最優(yōu)解。與當前限制煤炭價格的政策相比，煤電價格聯(lián)動政策可以傳導價格信號，在緩和煤電矛盾、保證電力穩(wěn)定供應，同時還能調整用電行為，促進產(chǎn)業(yè)結構的調整。這個方式最大的問題在于，銷售電價管制使得煤電聯(lián)動缺乏必要的空間，可以結合即將要推行的居民階梯電價政策，對階梯電價的第二檔和第三檔實行聯(lián)動調整，以更好達到居民階梯電價政策促進合理用電、節(jié)約用電的目的。
　　 2、直接補貼的方式
　　 給予燃煤發(fā)電企業(yè)臨時性價格補貼也是一個可供選擇的臨時性方案，可以在不破壞煤炭市場有效性的條件下，緩解電廠的經(jīng)營壓力。
　　 3、交叉補貼的方式
　　 提高上網(wǎng)電價而維持銷售電價不變，讓輸配企業(yè)補貼發(fā)電企業(yè)也是一個可行的選擇?；谇懊娴姆治?，輸配部門存在壓縮利潤和提高效率的空間；而且，輸配領域幾乎由兩家大型國有電網(wǎng)公司壟斷，作為壟斷型國有企業(yè)，有承擔改革成本的義務，即便出現(xiàn)大面積的虧損，后續(xù)核算和補貼政策也相對簡單。
　　 4、推動電力直接交易
　　 電力直接交易既有利于促進競爭性的雙邊市場的形成，也可以有效地降低交易費用，緩解煤電矛盾。目前，世界上許多國家已經(jīng)改革傳統(tǒng)的電力交易模式，電力市場運行由發(fā)電方和用電方進行直接交易。具體措施包括：先行對輸配電業(yè)務實行內部財務獨立核算，在此基礎上，國家合理確定電網(wǎng)輸配電價。逐步擴大用戶直接購電范圍，由發(fā)電企業(yè)與用戶自行商定電力、電量、電價等事宜，簽訂各種期限的購電合同。
　　
　　 （作者單位：國家發(fā)展改革委體管所）