带引号的“电荒”

　　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。

　　市场化前探

　　“当今世界上已经没有几个国家还像我国一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定电价”。面对深化改革电价形成机制已成当前业界普遍的呼声，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏表示。

　　在国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，深化电力体制改革的下一步重点,不在于比主辅分离难度更大的输配分开和竞价上网，而是更为急迫的电价形成机制。

　　国家电监会华北电监局电力市场专家马海武也认为，我国电力“厂网分开”的改革目标已基本实现，深化电力体制改革、建立规范的市场交易制度已成为当前电力工业发展的重大课题，而“电力市场化的核心是价格形成机制市场化”。

　　在国网能源研究院高级咨询王信茂看来，电力行业的发、输、配、售四个环节中，电网环节具有非常明显的自然垄断性，发电环节的自然垄断性则随着技术的进步已经逐步消失，售电环节由于进入门槛低而本身不具备自然垄断性。电力市场化改革就是要在可竞争的发电和售电环节引入竞争，在自然垄断的电网环节加强政府监管，构建“放开两头、监管中间”的行业结构，这也是大部分国家的做法。

　　20世纪90年代以来，电力市场化改革浪潮首先在西方国家展开，主要包括三方面的内容：建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实现政府监管下的电网公平开放。例如，美国在改革初期开放发电侧市场的同时，放开了售电侧市场；日本在维持垂直一体化的模式下，在发电侧、售电侧同时引入了竞争；欧盟在统一电力市场化改革中，要求各成员国逐步放开用户选择权。

　　多位业内人士认为，我国电价机制应“两头适当放开、中间加强管制”，发电商和购电者作为市场交易主体通过协商或竞争形成上网电价，电网企业可以作为众多用户的代理者参与交易，政府在必要时通过特定价格手段调节供求关系。

　　实际上，我国在市场化定价方面并不缺少探索。2010年5月，内蒙古“电力多边交易”市场正式启动运行，首次将用户作为市场购电主体纳入市场，参与竞争。

　　由发电、用户、电网三方共同参与的内蒙古电力多边交易市场，在“发电侧和用户侧”引入双向竞争。在不改变现行用电分类目录电价结构和电网公司现行购、售电差价前提下，大用户和发电企业均以内蒙古电网标杆电价为基础申报上下游浮动的价差，并暂按±20%对市场价格波动进行限制。

　　这一举措使得内蒙古的电力负荷在50天的时间内增长了500万千瓦。不过这一试点被国家发改委以给了高能耗产业“优惠电价”为名叫停。记者采访了解到，试点中确实存在着高耗能企业积极参与的现象，为防止与国家节能减排政策背道而驰，国家发改委出手对多边交易进行规范，对违规开展大用户直供电试点、跨省电力交易进行清理整顿。根据国家发改委《关于整顿规范电价秩序的通知》，严禁以跨省、跨区电能交易以及开展电力市场单边、多边交易等形式，压低发电企业上网电价。

　　“但无论如何，开展多边交易是电力市场化的重要步骤”，范必认为，对于是否是高能耗产业要从能效的角度进行评判，不能是耗能多就定义为高能耗，如果耗能多，但是能效很高，这也许就是发展的需要。节能是增效的概念，而不是不用能源。

　　近年来，国家电监会也一直在力推电力多边交易，希望借此打破电力行政定价，推动电力市场化的最终实现。业内人士表示，多边交易规划的设计，与国内一些地区实施的“优惠电价”完全不同，只要操作得当、运行规范，提高高能耗企业竞价门槛，可以推进节能降耗，并提高电力资源的配置效率。

　　除了上述举措，范必还建议，力推电网的输配分开，即使现在在机构上不能完全分开，财务上也应该分开，便于核算输配电成本。王骏也认为，应对输电成本进行单独核算，给电网设定一定的收益率。

　　不过范必强调，电力的体制安排，是公共政策体系的一部分，改革应当最大程度地满足社会福利的要求。电力有着普遍服务的特性，且密切影响国民经济的运行，电力市场化改革后，应当特别加强对电网调度和收入的监管，建立公开、公平、公正的电力交易市场。□