限电阴影仍未消除 电荒背后存利益之争

    
    美加出现的大面积停电事件，再次将人们的目光引向电网的安全稳定上。今年一进入夏季，一些电网就开始拉闸限电，限电措施波及全国 19个省、区、市。虽然现在已进入秋季，但电力紧张的状况仍然存在，限电的阴影仍未消除。为什么会出现这种局面？其背后的深层次原因是什么？
    虽然现在已进入凉爽的秋季，但炎夏给人的印象仍挥之不去：一是比往年热，二是断电的次数比往年多。日前，来自浙江的消息称，盛夏时，浙江省电力调度中心5年来第一次在全省范围内启用《事故拉电序位表》紧急拉电方案，采取事故拉电措施。宁波市电业局透露，7月份宁波市累计拉停了各类线路9400多条次，最严重的时候每天拉10千伏线路近600条次。进入8月份，该市用电更是以时段性缺电演变成了全天候缺电。
    上述情况，只是今年夏季因缺电而拉闸的一个小画面。实际情况是，早在6月底开始，一些地方就开始拉闸，最终有19个省、区、市限电。
    现在夏季虽然过去，但电力紧张局面仍将持续。国家电网公司“2003 年上半年全国电力供需形势分析报告 ”中称，今年下半年将再次同时面临缺电的困扰，几乎都会存在拉闸限电的现象。
    华北电网：供需平衡但略显偏紧，其中，京津唐网基本平衡略显紧张；
    华东电网：浙江等省在采取错峰等拉限电措施的情况下，考虑从外省购电后，电力电量仍有较大缺口；
    华中电网：由于送外区电增加，负荷高峰时段电力供应不足的矛盾将会突出；
    四川电网：供需紧张局面加剧，电力电量均有缺口(主要在枯水期)；
    重庆电网：拉限电在所难免，电力电量均有缺口；
    西北电网：黄河偏枯，若煤炭供应问题不能很好地解决，全网优化调度无法实现，甘、青、宁三省区电网在枯水期可能再次出现限电，等等。
    为什么会出现这种局面？有分析说，最近几年，中国电力供需形势从“略有剩余”到“总体平衡”再到“总体偏紧”，供需矛盾在2002年开始突出显现。去年是11个省份拉闸限电，今年扩展到了19个省份，问题的严重性已经不是一般。那么，又是什么原因导致这场“拉闸运动” 呢？有关业内人士和专家认为，主要原因之一是煤与电在闹矛盾。煤想涨价，电不同意。电说了，宁可拉闸也不买你涨价的煤。据消息灵通人士说，这件事惊动了国家发改委，发改委出面调和，虽然稳定了局面，其矛盾并没真正解决。为什么解决不了？因为煤电之争的背后隐藏着比较复杂的问题。
    煤和电如同手心与手背，但电煤价是半计划半市场，而电价却是国家定价，这导致了煤电之间的争执。
    到目前为止，我国电力构成中火电仍占主体，而火电用的燃料基本上就是煤(称“电煤”)，油燃料因成本高几乎很少用。电是煤的最大客户，据统计，每年的发电用煤要占整个煤炭业的六成左右。所以，煤和电如同手心与手背，关系十分密切，谁都离不开谁。
    但是，煤和电虽情同手足，但电煤价是半计划半市场，而电价却是国家定价。煤炭行业的价格已在1993年就面向市场，当时规定了两种形式，一种是电力用煤，其价格由国家控制。正是由于国家控制，电煤市场一直存在着市场电煤合同和国家重点电煤合同两种形式，用煤的企业按照国家计划与煤炭企业签定合同。有资料显示，煤炭行业每年为电力 行业提供的6.5亿吨电煤中，有2.5亿吨属于“国家指导计划”，其余为市场采购。但从2001年开始，国家取消了电煤指导价，只保留了国家指导计划，现在煤与电争执不下的就是国家计划内的价格。
    围绕价格之争，煤炭行业的人说，电力行业在煤炭采购上存在着垄断行为，违背了市场交易原则。自1998 年撤消煤炭部后，煤炭企业全部下放到地方，进入市场的3万多个煤炭企业自产自销，形成了高度分散的行业内竞争局面。电力行业方面，虽然组建了5个发电集团，但这些集团的电煤采购合同都得由中能电力工业燃料公司统一审核，协调价格，统一盖章。
    针对煤炭部门的说法，电力部门有关人士说，近四五年来，煤炭一直在涨价。煤炭行业有困难、包袱重是事实，但这些年，电力企业已经消化煤炭提价带来的成本上升达到数百亿元，潜力已经有限，如果继续涨下去，电厂也会亏损。
    煤和电争论的背后，隐藏着实际的困难。据说，政府承认这个事实。所以，在今年6月初，由国家发改委向全国煤炭大户山西省和五大电力公司发出电煤价格通知，建议电煤在2002年合同价格的基础上，贫瘦煤和无烟煤每吨提高8元，大同优混煤每吨涨价2元。同时还特别强调，煤电双方企业要按照协调价格，在今年6月底以前把电煤订货合同补签完毕，不签的企业后果自负。
    电煤价格长期低于市场价格，这是事实。煤炭行业人士认为，去年的情况大约是每吨低30元至40元。煤炭部门认为，同样是用户，电厂为什么要比别人出低得多的价格来买我的煤？电价一直在涨，电煤价格却没有相应上涨。据山西省煤炭部门的计算，自1997年以来，工业用电价上涨30％，居民用电价上涨70％。现在煤炭虽然综合售价达到 1997年的水平，但电煤价格仍低于1997年的水平。换句话说，煤认为电利润丰厚，有能力消化电煤涨价的成本。
    再从电这方面看，电价国家定死了，不像其他产品可以随行就市。近四五年来，煤炭一直在提价，电力企业已经消化煤炭提价带来的成本，潜力已经有限，如果继续涨下去，电厂也会亏损。况且今年是电力体制改革的第一年，国家电力公司刚刚拆分成五大发电集团。为了平稳推进改革，煤价千万不能涨。
    有关专家在接受记者采访时认为，煤与电的争论实际上各有道理。电煤感到委屈———别的煤能涨，我们为什么不能涨？而电也感到身不由己———电价由国家控制，不能随便涨。原料要市场调节，产品价格却被行政管制，找谁说理去？所以有专家说，煤和电的矛盾是已经市场化的煤炭行业和尚未市场化的电力行业之间的矛盾，是竞争已经相对充分的数万家煤炭企业和仍然有高度垄断特征的五大发电集团之间的矛盾：煤炭行业除电煤之外，几年前就按市场化运作，但截至目前电力仍然是计划调节，五大电力公司的电煤采购还是统一进行。所以，就成了目前两大对立阵势：一面是煤炭企业以类似联盟的形式对付电力的垄断，一面是电力以运动式的拉闸限电制裁你煤炭。在这种较量中，电似乎占了上风。
    价格是煤电之间矛盾的焦点。电煤价格今后应不应该放开，电价如何改革成为问题的关键。
    煤与电之间的疙瘩就是价格。
    电曾经提出过两个解决的方案：要么不涨煤价，要么煤价涨电价也跟着调高。这份建议提出后，起初得到主管部门的认同，电由此签了一部分提了一些价的电煤合同。但不久，主管部门否认了这一做法，把这个事情就搁置起来了。
    谈到电的价格，就不能不先说说电价体系。
    我国的电价体系大概是世界上最复杂的价格体系。从电力生产到销售流程，电价有上网电价、输配电价和销售电价之分；销售电价又分居民生活用电、非居民和普通工业用电、大工业用电、商业用电、农业排灌用电等；每个地区又有带有地方特色的分类，像化肥用电、蔗糖用电、贫困地区用电。基本电价之外，又有多种价外收费、基金，如三峡基金 等。在全国范围内，统算下来总共有几百类电价，每类电价的差异很大。
    这么复杂的电价是如何形成的呢？专家称，简单说是政府定的。政府制定的销售电价，第一个导向不是考虑用户给电网带来成本运算，而考虑政策导向。像工业用电，因为批量大、峰谷差小，对电网最经济，而居民用电是功率分散，高峰用电多而不太经济。国外工业用电一般相当于居民用电的一半，但目前我国多数地区的情况是居民用电价格低于工业用电，因为政府要考虑居民的承受能力。从某种意义上说，销售电价中存在较多的交叉补贴，电价分类实际上承担了一定财政转移支付功能。
    电厂最关心的是上网电价。现在的煤电矛盾，直接涉及的就是上网电价。上网电价就是电厂发出的电卖给电网时的价格。上网电价是构成终端消费电价的主体，它加上输配电费用及输电企业一定的利润税收后，形成销售电价。上网电价与销售电价一样复杂。各电厂由于隶属关系不同，投产日期不同、投资来源不同，其上网电价也有很大差别。上网电 价也是由政府制定的。那么，政府以什么方式制定？“以个别成本为基础的成本加成法”，实际上，类似一厂一价。政府测算每个电厂的发电成本，加上税金，再加上利润，就是这个电厂的上网电价。这种建立在个别电厂成本基础上的电价计算方法，是出现多种上网电价的根本原因，也是目前的上网电价形成机制的一个重大弊端。因为上网电价基本上是由物价部门与电厂一对一谈判形成的，一般情况是电厂报个价，物价部门再审核。但由于物价部门很难掌握电厂的真实成本，上网电价虚高的情况也就难以避免。在这种电价形成机制下，电厂没有降低成本的压力，遇到原材料涨价等增支因素，首先想到的是要求政府提高电价。
    从目前我国的实际电价水平来看，应该说是偏高的。从电厂煤耗指标看，我国电厂的平均水平比国际先进水平高出一截子，这是发电成本高的重要原因。从销售电价的国家比较看，美国一度电的平均价格大约是7美分，比我国不少地区的平均电价要低些。即使与国内电价相当，我们的电价水平也显然太高了，因为我们的人均收入水平与美国有相当的差距。
    分析缺电的直接原因是：需求增长太快了，供给却没有跟上。
    专家认为，价格是限电的深层次原因，而限电的直接原因还在供求上。
    近几年，发电装机容量的增长率一直低于发电量的增长。2000年，发电量的增长接近11％，装机容量增长6.88％，到2002年发电量增长 10.5％以上，装机容量只增长5％至6％。
    有关专家的意见认为：“十五”电力建设计划制定得保守了。由于 “十五”计划的盘子小，导致每年新投产发电装机容量不能满足发电量增长的需要。决策部门认识到这个问题的存在，今年调整了“十五”后 3年电力发展规划。按照原先的“十五”规划，全国准备新开工的电源项目是6000万千瓦至8000万千瓦。经过调整，这个上限将由800 0万千瓦增加到11000万千瓦，增加了3000万千瓦。
    “十五”电力计划为什么与现实存在这么大的差距？原因是：当时中国经济软着陆，电力供应十分宽裕。当时有三个流行观点：一是全国电力富余，而且富余得太多了；二是今后的电力增长大概是3％到4％；这样又引出了第三个观点，三年不开新项目。因此，电力业内一直对相关管理部门连续几年不批准电力建设心存不满。
    今年的缺电情况再次说明，靠计划很难计划出一个供求平衡的格局来。因为经济运行的一大特点正是不确定性。这应验了那句俗语：计划赶不上变化。只有让市场调节供求，才能实现相对稳定的平衡。
    煤电之争的深层次原因是政府管制不当，消除制度障碍才是解决问题的根本。
    国务院发展研究中心产业部副部长冯飞在接受记者专访时说，由于政府的不当管制导致煤电价格之争。因此，要杜绝政府对市场的不当干预，真正由市场来决定供求关系，根本出路是消除制度障碍，转变政府职能和改革投融资管理体制。要完成这一过程，时间可能较长一些，但是如果这些体制障碍不清除，煤电之争的问题还会不断出现，依靠政府协调和干预来维持两个产业关系的做法，不仅难度越来越大，甚至有瓦解的危险。
    从理论上看，电价核定应该遵循如下基本原则：一是成本补偿原则，即电价能够补偿合理的成本支出；二是合理报酬原则，即电价能够让股东有合理的回报；三是公平负担原则，即用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。从现实情况看，如果每度电降价1分钱，全国电力行业每年的利润总额将减少160亿元；如果每度电降低超过3分钱，就要减少将近500亿元，电力行业将面临亏损。由此看来，全国范围的电价下降空间不大。
    有专家分析说，受各方面条件限制，我国未来一段时期仍将以燃煤发电为主，预计到2050年，燃煤电厂发电量仍然要占50％以上。目前，国内水电站的运行成本一般是0.04元／千瓦时至0.09元／千瓦时，火电厂由于需要源源不断地购买和输送大量燃料，这方面的费用约占火力发电总成本的60％至70％，致使目前火电运行成本高达0 .19／千瓦时，随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。
    据业内人士介绍，目前，世界几乎每个国家的电力行业都在改革，其主题都涉及到行业结构、所有权、市场主体及政府对电力行业管理方式的变化，通过引入竞争和监管机制，在建立开放的电力市场过程中，实现输电通道的开放而同时加强对电力的监管。
    据国家发改委经济社会发展所刘树杰研究员介绍，国家电监会的成立，被视为我国电力市场改革的组织保障和电力监管现代化的开端。凡有独立监管机构的国家，监管和产业政策、公共政策制定，分属于不同部门，即实行所谓的政、监分离。其中的道理，除避免政府干预和部门间职责分不清外，监管工作较强的专业性也很受重视。
    目前，世界各国的理论界及决策层均已认同了电力发、供两方面的非自然垄断性，但对于输配的自然垄断性，却少有质疑。所以，到目前为止，在所有进行了电力市场化改革的国家，输、配环节的垄断经营体制仍被继续保持。在我国，决策层和学术界，也无取消电力输、配的垄断经营的倾向。而对于取得垄断经营权企业的监管，正是监管机构存在的必要。纵观世界各国的电力监管史，均为先有电力监管，后有电力市场化改革，尚未听说过哪个国家的电力监管机构只管电力市场而不管输、配电。特别是在我国，电力行业现存的种种不合理现象，固然与缺乏竞争有关，但监管上的观念落后、规则不清、机构重叠所导致的监管效率低，更是主要的原因。