来有为：我国电力体制改革面临问题及其监管体系催生（中）

三、推进和深化电力体制改革是一项重要而且紧迫的任务
    2002年3月，国务院发布《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》，指导和推进电力体制改革，标志着我国电力体制改革取得了阶段性成果。2007年4月，国务院又发布了《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（国办发[2007]19号）（以下简称《实施意见》），明确了下一阶段的电力改革任务。
    总体上看，我国电力体制改革在“十一五”期间进展缓慢。虽然“厂网分开”遗留问题的善后工作顺利推进，大用户直购电工作也有了积极进展，但是，《实施意见》中规定的区域电力市场建设、电价改革和输配分开试点等几乎没有实质性进展。目前，我国电力行业尚未真正引入竞争机制，电力供求等方面的矛盾不断积累，电力企业的资产负债率不断攀升，投资积极性大幅下降，电力行业的可持续发展面临着严峻的挑战。小幅提高电价治标不治本，尽快推进和深化电力体制改革才是解决问题的根本对策。
    （一）煤电矛盾持续加深，影响电力系统的正常稳定运行
    “十一五”期间，由于新建装机大幅增加，而煤炭产量和铁路运力没能同步增加，造成煤炭供应偏紧和铁路运力严重不足，全国重点电煤订货合同总量只能满足发电企业用煤的60%左右，其余用煤完全靠市场采购，数量和价格都很难落实。与此同时，煤炭企业与发电企业在签订电煤供应合同时，由于双方难以就电煤价格问题达成一致，国内每到年底都会出现电煤供应紧张，甚至影响到电力系统的正常稳定运行。每次电煤供货会最终都以国家发改委出面强行规定电煤价格和签约量而结束，这种行政办法难以持续。
    我国煤电机组占较大比重的装机结构在相当长的时期内不会明显改变，运行中受调峰、负荷率、煤质等多种因素的影响，整体煤耗水平进一步下降的空间越来越小。电煤价格逐年上涨，同时质量下降，造成发电企业的成本大幅上升。2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤价从2003年底的275元／吨已大幅上涨到2011年6月底的840元／吨，累计涨幅超过200%，而上网电价同期的涨幅仅为40%左右。虽然国家发改委在2008年进行了两次电价调整，2011年三次上调部分省份的上网电价，并对主要港口电煤平仓价控制在每吨800元左右，但这些措施远远不能弥补煤价上涨带来的火电企业成本上升。在“市场煤，计划电”的现行体制下，随着煤炭价格逐年上涨，煤电差价逐年扩大，煤的成本已经占发电成本的85%左右。在此背景下，火电企业深入挖潜，推进节能技术改造；实施配煤掺烧、商业储煤、发电权置换等多项管理创新措施，提高了电厂的综合经营效益。即便如此，火电板块近几年仍全面亏损，火电企业发电越多，亏损就越大。由于上网电价低，山西这一产煤大省的火电企业甚至出现了“无钱买煤、无力发电”的格局。发电企业出于成本的考虑，或以缺煤为由，或以停机检修为由，发电的积极性都不高。自2011年8月11日以来，山西部分发电企业陆续发生非计划停运。
    2011年全国电力消费需求保持总体旺盛，但受电煤供需矛盾等结构性影响，电力供需形势总体偏紧，出现了局部性、季节性、时段性电力短缺。与前几年比较，2011年的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点。2011年上半年，华东、华中地区缺电比较严重，到2011年7月开始相对平稳。从2011年6月开始，广东、广西、云南、贵州四省（区）均被迫采取较大幅度的计划限电措施。2011年1-10月，南方电网最大错峰负荷1498万千瓦，错峰电量174亿千瓦时，广西、贵州电力缺口比例均达到30%以上，进入电力供应红色预警状态，广东、云南缺口比例为10%。
    在目前电力企业上游的煤炭已经市场化而下游尚实行价格管制的情况下，上游资源价格不能有效地传导至下游，不能有效地通过市场手段促进国家产业结构的调整和节能减排政策的推进。煤电矛盾需要通过深化电力体制改革，理顺电价形成机制加以解决。
    （二）电力投资主体呈现明显的集中化、单一化，企业经营风险持续加大
    近年来，我国电力企业快速扩张。在规模扩张的同时，我国电力投资主体呈现出明显的集中化、单一化趋势。20世纪80年代，在严重缺电情况下，我国政府放松发电领域的市场进入管制及改革上网电价制度，创造发电市场的投资激励机制，吸引社会资金投资兴办发电厂，极大地激发了地方政府和外资投资办电的积极性，促进了电力工业的快速发展。1987年，地方政府及其他来源在发电领域的投资占发电总投资的14%，到1995年，这一比例上升到了40%。此后这一比例持续下滑。电量分配和电价浮动的双重不确定状态，使得发电行业中民营、外资纷纷退出，五大发电集团（华能、大唐、华电、国电、中电投）的市场集中度不断上升。2010年，五大发电集团装机容量合计47353万千瓦，同比增长12.5%，占全国总装机的49.0%；前十大发电集团装机容量占全国总装机的61.2%。华能和大唐2009年的装机容量都突破了1亿千瓦。电力投资主体重新恢复到了单一国有资本，特别是中央企业身上，国有资产的比例超过95%。
    国有发电集团面临着严重的资金不足和火电业务经营亏损。由于煤炭价格持续上涨，导致企业效益大幅度下滑，电力企业高投资，高负债，高风险，低收益。以五大发电集团为例，到2010年底，火电装机容量达到38152.79万千瓦，占全国火电装机总容量的54%，2010年五大集团火电企业合计亏损137.19亿元。五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损企业有236个，亏损面高达54%。2011年1-9月，五大发电集团火电企业合计亏损266亿元。由于企业盈利能力弱，电力行业可持续发展能力不足。五大发电集团2008年底的资产负债率是84.9%，2009年底达到了85.94%，远超警戒线。2010年底，五大发电集团下属火电企业中资产负债率超过100%、处于破产境地的企业有85个，占下属火电企业总数的19%。电力企业经营风险持续加大，对电力企业建设、生产、节能环保和转型发展都带来极大的困难。受火电业务亏损、企业资产负债率居高不下、资金供应紧张等因素的影响，前些年国有发电企业投资快速扩张的态势已不复存在，今后几年不可避免地会出现投资放缓甚至快速下降。截至2011年10月底，全国火电新开工规模、在建规模分别比2010年同期减少1443万千瓦、2122万千瓦，同比分别下降49.4%、24.9%。2011年的火电投资额仅为2005年的46.4%，已经连续6年同比减少，2011年火电投资占电源投资的比重下降至28.4%。部分电厂由于经营亏损不愿意发电甚至转让或出售资产变现止损。2011年10月，中电投集团将持有的漳泽电力部分股份无偿划转给山西省国资委，并注入同煤集团。“十二五”期间，如果国家不深化电力体制改革，理顺电价形成机制，提高国有、外资、民营发电企业的投资积极性，那么，我国的电力有效供应将受到严重影响。
    （三）电网发展与电源建设不协调，区域性电荒和窝电同时并存
    从20世纪90年代起，随着三峡输变电、西电东送和全国联网工程的实施，我国电网建设步伐加快，各大区电网相继实现互联。但由于电力发展中一直存在“重发（电）轻供（电）”问题，电网建设投入不足，电网发展严重滞后。“八五”和“九五”期间，电网投资占电力投资的比重分别仅为13.7%和37.3%，而发达国家电网投资比重一般超过55%。“十五”以来，我国电源建设步伐加快，电网输电能力不足的问题不是减缓而是进一步加剧，电网与电源发展不协调的矛盾更加突出。为适应国民经济快速发展和电源大规模送出的需要，“十一五”期间，国家电网公司电网投资1.2万亿元，也仅能满足新增电源送出需要，不能解决历史欠账问题。我国电网建设滞后问题仍然较为突出，主要表现在：一是跨区、跨省电网主网架还比较薄弱，尚不能适应在更大范围内进行资源优化配置的要求；二是部分电网技术装备水平偏低，难以满足运行环境日益复杂和变化的要求；三是现有输电容量不适应负荷增长要求，电网“卡脖子”现象普遍存在。
    目前，由于“省为实体”的阻碍和电网发展滞后等因素的限制，网间交换能力和现有发电资源能力不能充分发挥，阻碍了电力资源从丰富地区向贫乏地区的合理流动。一个典型的例子是外送电力通道建设滞后制约了内蒙古能源基地建设，内蒙古电网发展与电源建设不协调较为严重。内蒙古作为国家能源基地，2010年煤炭产量7.5亿吨，铁路外运3亿吨，公路外运1亿吨；电力外送1000亿千瓦时，折合煤炭3000万吨。“十二五”期间，内蒙古自治区将重点建设鄂尔多斯、锡林郭勒和呼伦贝尔等大型煤炭基地，形成准格尔、东胜、胜利等四个亿吨级煤炭基地和霍林河、白彦花、白音华等三个五千万吨级煤炭基地。到“十二五”末，内蒙古煤炭生产能力达到12亿吨，比2010年增长60%，煤炭外运量将达到6亿吨左右。
    国家已经确定加快铁路外运通道建设，现在关键问题是电力外送通道建设。如果国家实现国网公司规划的七条外送通道，蒙西外送电力能力可达到6000万千瓦，相应转化原煤2亿吨，从而形成“煤从空中走”，缓解运输压力，提高能源供给保障程度。但是，电力外送通道建设一直严重滞后。“十一五”期间通过规划论证的蒙西电网至华北第三、第四送电通道方案，一直没有开工建设，而国家电网公司规划的替代蒙西电网第三、第四送电通道的蒙西特高压通道一直未获得核准，致使蒙西电力送出通道五年多未开工建设，装机富余问题日趋严重。
    由于内蒙古电网外送通道不够，内蒙古火力发电能力利用率明显低于合理水平，“窝电”现象严重。2009年，蒙西火电机组利用小时数仅为4344小时，低于全国平均水平495小时。由于自治区内电力需求有限、电网调峰能力不足等原因，在风能最充沛的冬季，为保证居民供热，蒙西电网只好采取风电“弃风”来保证火电负荷，风电“弃风”时数达到30%以上，制约了清洁能源的正常发展。
    （四）独立的输配电价尚未形成，电价形成机制不合理
    电力市场改革的核心问题是电价改革。2003年国家出台了“电价改革方案”，但至今无实际进展。现阶段，电价不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映成本。“十二五”是我国深化电价形成机制改革的重要时期，应认真分析研究其他国家电力改革的成功经验和应对问题的解决策略，加快推进我国电价形成机制改革。
    1.输配电价与电网企业的输配电成本之间没有建立直接的联系。当前我国的电力产业厂网已经实现分离，但零售环节仍然与输配电网络捆绑在一起，独立的输配电价机制尚未形成。目前的上网电价和销售电价均处于政府的调控之中，输配电价则是电网企业根据电力购销差价核定的，与电网企业的输配电成本之间没有建立直接的联系。尽管已经出台电价改革中有关输配电价的实施办法，但独立的输配电价体系仍在探索当中。目前，输配电价空间依赖于电网企业的购销差价，输配电价份额还不合理，电网企业盈利空间极其有限，发电与输配电结构倒挂、输配收益偏低。同时，峰谷、丰枯分时电价结构不合理；没有形成调峰、调压、备用、事故支援等辅助服务电价制度。
    如果没有明晰的输配电成本作为考量，大用户直购电、输配分开等一系列改革都会遇到阻碍。所谓输配电成本，是指电网经营企业为输送和提供电能在输配环节所发生的成本支出。按照现行的《输配电成本核算办法》，输配电成本由电网企业汇总后向电力监管部门报送。电监会的统计数据显示，2009年，中国主要电网企业输配电成本合计3479.53亿元，其中，国家电网公司2681.14亿元；南方电网公司798.39亿元。然而，目前该成本核算上报时只有简单的一级科目，监管部门很难厘清什么才是真实的输配电成本，存在着严重的信息不对称。
    在实际操作中，一些电网企业仅仅将内部发电企业、非电企业、已经分离的辅业企业的成本剥离出去，但将为电力调度以及为输配主业服务的规划设计、实验、检修、培训中心等费用放入到输配电成本中，这些费用并未进行严格的成本分摊，使得电网企业上报的输配电成本存在高估情况。因“主辅分离”尚未最终完成，原国家电力公司系统内网省层面的辅业仍保留在电网企业，造成输配电业务与辅业业务之间的财务相互交叉，输配电成本无法准确核算。影响输配电成本的另一大问题是，电力行业存在的不规范关联交易会造成输配电成本不实，在设计、施工和材料采购等环节的不合理定价会导致工程成本、资产总值、折旧费用、维护费用、财务费用的虚增。
    2.电价不能准确反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境成本。当前，我国电价体系是计划和市场并存，计划占主导地位，电力价格不能准确反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境成本，甚至不能反映成本。由于现行电价是一种以企业个别成本为基础的成本推进型的价格形成机制，不利于市场的公平竞争。目前新建电厂普遍容量大、效率高、煤耗低，人员负担轻，就机组本身的条件而言，具有很强的竞争实力；而老厂容量小、效率低、煤耗高，人员负担重，竞争实力相对弱。但老电厂因没有还本付息的压力，在目前的市场竞价模式下，竞争能力强，目前的市场竞争的结果是逆向淘汰。类似的问题也出现水电、核电、风电等新能源发展上，在未来的市场体系设计和市场规则设计中必须处理好市场竞争和可持续发展问题。
    西方发达国家电力市场化改革的一项成功经验是引入用户对电力供应商的自由选择权，在发电市场和零售市场两个市场上同时引入竞争。通过公平竞争，用市场手段优化电力资源配置，从而提高整个电力工业的效率。在我国目前的电力体制下，供求关系被割裂，配电、销售的垄断经营权使得消费者无法与电力供应商直接产生联系，对电力企业没有选择权；大用户直接交易仍处于试点阶段，面临着很多障碍性因素。
    “十二五”期间应加快研究推进电价改革的有关办法，建立与市场竞争相适应的电价形成机制，逐步放开发电企业上网电价和电力用户（指各类工、商业用户）的终端销售电价，用市场机制实现电价联动。
    （五）电力监管职能交叉分散，审批制度亟待改革
    我国政府部门对电力行业的管理仍存在一些问题，主要表现在以下几个方面：
    第一，对发电环节市场准入的管制过于严格。现行发电环节市场准入的政府管制机构是国务院、国家发展和改革委员会以及各地方政府。具体分工为：投资3000万元以下的新建电力项目由各地方政府审批；投资3000万元以上，2亿元以下的新建电力项目，由国家发展和改革委员会审批；投资2亿元以上的新建电力项目由国务院审批。在严格的审批制度下，建一个新电厂，走完审批程序需要很长的时间，并且需要大量的前期投入。在这一背景下，一些地方政府利用自己对3000万元以下项目审批权和核定上网电价、对用户销售电价的权力，不仅使成本高昂的小火电投资建设，还可以保证电力上网和高价售出，使中央政府管制处于效力不足状态。一批高耗能小机组的建设和投产，使电力工业技术水平出现倒退，给电力结构及产业布局调整增加了难度。
    第二，监管责任有待进一步落实。目前电力监管存在的监管职能交叉分散、分工不明。政府综合经济部门既承担产业政策、行业规划的制定等宏观经济政策制定职能，又负责一定的电力企业监管职能，如投资审批、定价。这带来了一系列的问题：一方面，多部门监管方式分散了监管责任，导致部门间协调困难，影响了电力监管的效果；另一方面，一旦电力工业出现问题和矛盾，又会出现部门之间的推诿，责任主体缺位。
    第三，电力规划落后于现实，缺乏科学性和前瞻性。不论煤炭产量，还是电力装机容量，总是提前数年就达到了规划的目标。由此来看，不能低估现行经济发展模式对能源增长的高度依赖；不能低估城镇化推进过程中居民用电的快速增长。
    （作者单位：国务院发展研究中心办公厅）