中国持续性“电荒”问题分析及对策

徐 卫， 程 志 强， 张 文 彬

2003年以来，“电荒”问题一直困扰中国经济的发展，尤其是在极端天气或突发性事件之后，这一问题会显得更加突出，比如2008年初的南方雪灾、2011年中部地区严重干旱等。从发电装机容量来看，2010年底我国全口径发电装机容量为9.62亿千瓦，5年以来的平均增长速度为13.22%，①到2011年6月底将可能突破10亿千瓦，位居世界第一，与美国基本持平且略微超出，是日本全国发电装机容量的3倍之多，是欧盟所有国家发电装机总容量的1.25倍。[1]因此，中国的装机容量对电力供应的保障应该是不成问题的。从装机容量的构成来看，火电装机容量为7.07亿千瓦，占73.4%，其中燃煤火电占67.6%，而水电装机容量占22.2%，其他装机容量占比不到4.5%。因此，火电尤其是燃煤火电具有绝对主导地位。从发电量的构成来看，2010年火电发电量达到3.41万亿度，占80.8%，其中燃煤发电达到3.25万亿度，占76.8%，而水电占比仅为16.2%，其余发电量占比不到3%。②所以，燃煤发电是我国电力供应的绝对主导力量。从设备利用来看，2010年的火电设备平均利用小时数为5031小时，比2006年减少581小时，如果保持2006年的设备利用水平，我国将多发电4106亿度，达到水电总发电量的60%。③因此，燃煤火电发电设备的利用水平是影响我国电力供应的直接因素。而设备利用水平则与电煤供应密切相关。所以，解决中国的“电荒”问题，核心在于处理好燃煤发电过程中的“煤电”关系。

一、对已有政策的评价

“煤电”矛盾的核心在于市场化取向的煤炭价格形成机制和高度管制的电力价格形成机制，[2]现行的两种政策主要是重点合同电煤价格制度和煤电价格联动机制，它们分别从煤炭价格规制和电力价格规制两个角度出发，均无法从根本上解决这一矛盾。

1.重点合同电煤价格制度

我国煤炭价格从1992年开始市场化改革，并于2005年底基本上市场化。进入新世纪以来，中国重新开始重化工业发展，重化工业在工业增加值中的比重逐年上升，煤炭需求迅速增长，而安全投入和煤炭开采的负外部性内部化导致煤炭开采成本不断提高；同时，国际能源价格持续攀升，使得近几年来煤炭价格大幅上涨并保持在高位。但是，作为下游行业的电力价格却没有市场化，而且调整弹性很差。因此，面对这一上下游之间不一致的价格形成机制，为了尽可能缓解煤炭价格市场化改革对发电企业的负面冲击，我国在煤炭价格市场化改革的过程中引入“重点合同电煤价格”制度，即在每年的订货会上由煤炭企业和有资质的电力企业双方签订煤炭交易合同，确定交易量和交易价格，在煤炭市场行情较好的情形下，很多合同并没有明确交易价格。通常，重点合同电煤价格比市场价低100～200元左右。因此，这一制度实际上是典型的价格双轨制。

从其运行来看，履约率低的问题非常突出。2010年我国重点合同煤计划签约量为9.06亿吨，指导价格为570元/吨，低于市场价100元/吨，以发电企业收煤来统计，重点合同履约率不到60%。一方面，由于重点合同电煤价格偏低，远低于市场价，煤炭企业缺乏足够的供给激励。具体而言，煤炭企业以运力受限为由，或通过降低合同电煤品质调低电煤热值等方式来降低或者变相降低合同电煤的供应。而2011年的合同指导价要比市场价低200元以上，履约情况更不容乐观。因为对于有求于煤炭企业的发电企业而言，缺乏足够的措施来保障合同的履行。另一方面，由于合同价和市场价之间的大幅差额，容易引发寻租行为。事实上，以煤炭企业发煤情况来统计，履约率远高于60%，有媒体估计这其中的差额在30%左右，即近30%的重点合同电煤以合同指导价格流向市场。在这个过程中，煤炭企业、电力企业和煤炭运销商之间形成了利益分配格局，瓜分了其中的价差。因此，低履约率有时候也和发电企业自身的短期利润最大化有关。

作为世界第一产煤大国，且动力煤为最主要的煤种，因此，所谓的“煤荒”问题是不应该长期持续的。在重点合同电煤价格机制下，实际上是较低的履约率造成了“合同煤荒”，而不是“市场煤荒”。所以，引入重点合同电煤价格机制这种双轨制的价格形成设计，无法有效发挥价格引导市场的信号作用，反而引致资源的无效率配置和寻租行为，难以从根本上解决问题，反而成为引发煤电矛盾和导致“煤荒”的主因。

2.煤电价格联动机制

由于煤炭价格是燃煤发电企业成本的主要因素，占到其成本的70%左右，随着煤价的不断攀升，刚性的电价调整体制导致发电企业运行困难，亏损面扩大，在上网电价无法补偿其发电边际成本时，电力企业的最优选择是不发电，从而导致“电荒”。所以，2004年国家发展和改革委员会颁布煤电价格联动机制，试图解决“市场煤、计划电”的体制性矛盾。该机制以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。从该机制实施以来，国家共实行了5次煤电价格联动，但是始终没有解决根本性问题。我们认为这一机制在实践中存在如下两个问题。

一是电力作为终端能源，电价直接关系民生和地区经济发展，电价频繁提升不利于社会稳定和经济发展。尤其是在居民消费价格指数（CPI）高企的阶段（除了2008年底至2009年底之外），控制物价上涨是政府宏观经济调控的重要目标，而频繁上调电价必将对居民消费价格指数上涨形成很强的推力，造成典型的供给推动型的通胀问题。因此，根据不断上调的煤价来提高电价的措施是不可能被政府所采纳的。

二是即使电价上调也无法从根本上解决发电企业的亏损问题。虽然“煤电价格联动机制”只是联动从煤价到电价的价格调整关系，但是实际上还隐含着从电价到煤价的调整关系。即煤价上升导致电价上升，电价上升会形成对煤价上升的预期。而随着我国煤炭企业近几年来大幅重组兼并，煤炭行业市场集中度不断提升，市场结构趋向寡头制，因而这种煤价上升预期会最终得以实现，从而发电企业依然面临高燃料成本。这就进入到一个煤价上升推动电价上升、电价上升进一步拉动煤价上升的煤电价格持续上升的恶性循环。所以，单纯依赖煤电价格联动机制也无法解决“电荒”问题。

二、“电荒”症结：两个“流通渠道”

上文分析表明，重点合同电煤价格制度这一双轨制的煤价决定机制会导致“合同煤荒”，而煤电价格联动机制则因为演变为“价格联涨”而不具可操作性。我们认为，上述对策都没有涉及到最为关键的两个问题，一个是煤炭供应的流通渠道，另一个是电力供应的“流通”渠道。

1.煤炭供应的流通渠道问题

重点合同电煤价格制度的失效再一次证明了计划经济手段的失败，因而解决之道不在于人为控制价格。从中国的实际出发，我们要认识到中国资源和产业分布区域不均衡的现状，即能源、资源产地与消费地并不重合，形成了“北煤南运、西煤东运”的格局，这就涉及到运输、仓储等流通问题。显然，作为动力煤资源丰富的国家，在市场化的价格机制下，限制煤炭有效供给的因素只能是煤炭供应的流通渠道。

一方面，由于煤炭产地主要是内陆地区，而汽车运输成本偏高，因此，我国煤炭外运则严重依赖于铁路运输。尽管铁路运输能力增长速度较快，但仍低于煤炭需求量的增速。如果铁路缺乏足够的运力，那么，即使有足够的产能也无法形成有效的供给，即有多少运力才有多少供给。

另一方面，铁路高度垄断，而且不是市场化的经营主体，因此，垄断导致供给水平较低，并形成垄断租金，而非市场化的经营取向则导致这种垄断租金成为个别人的寻租对象，这将直接转嫁到煤价上。此外，各类铁路、公路、港口收费名目繁多，将进一步增加流通成本。而且，当煤炭市场形势趋好时，相关的物流成本将进一步提升。从图1可见，5500大卡的动力煤从坑口到秦皇岛之后的价格之间的差额在2009年上半年最低，恰恰对应于煤炭市场需求相对疲软期，但是这一差额随着经济的迅速回暖、煤炭市场景气度不断提升而逐渐扩大。在2009年这一差价的均值为186元，2010年的均值上升到290元，2011年到目前为止的均值为288元。这一差价基本上体现了从坑口到港口的物流成本，这一成本包括税收、运输费用、仓储费用以及可能存在的各种灰色或不合法的费用。2010年以来，这一物流成本占到坑口煤价的近60%。实际上，如果每吨煤炭的整体物流成本（包括物流中的税收成本）下降100元，考虑到重点合同煤的签约量约占煤炭产量的1/3，那么物流成本的节约将可以直接弥补合同煤与市场煤之间的差价，从而也就无需劳心费神地去建立、维护和执行“重点合同煤”制度。

图1 5500大卡动力煤大同坑口价和秦皇岛港口价比较④

2.电力的“流通”渠道问题

电力从生产到最终用户之间也存在“流通”过程。2003年电力部门也进行了所谓的市场化改革，实行“厂网分离”，发电企业竞价上网，电网公司统一购买，再转售给最终用户。因而，生产和流通被完全分割，即发电企业完全是一个生产部门，电网公司是其唯一的销售对象，电网公司则利用电网自然垄断的特征负责电力的整个“流通”过程，包括电力的购买、输配送和销售。与西方发达国家的电力市场化改革比较来看，中国的电力部门改革只是形似而神不似，只学了“厂网分离”的形式，但没有进行市场化定价机制形成这一最核心的步骤。因而被动响应的“煤电价格联动”机制无法从根本上解决问题。

西方发达国家在推进电力市场化改革的过程中认识到发电部门的可竞争性和输配电的自然垄断性，从而推进“厂网分离”，但是并没有在这个过程中割裂发电企业和最终用户之间的联系，甚至鼓励两者之间进行联系，即由发电企业和用户直接达成交易，而电网公司主要是担任“运输”公司的角色，而不是以往的“运销”公司。政府对其运输的职能进行严格的垄断管制，比如制定最高资本回报率等，从而形成一个相对透明的运输价格机制。这自然为发电企业和最终用户在边际成本和边际收益上的决策奠定必要的基础，从而形成有效率的资源配置。[2]

但是，在中国现行的电力体制背景下，发电企业和最终用户之间是被分割的，相互之间无法形成直接的供给和需求关系。同时，电网公司的盈利来源于购入和售出的差价。因此，我们也无法获知电网公司在输配电过程中的真实成本。那么，基于边际成本和边际收益的市场化定价机制完全失效，从而也不可能形成有效率的资源配置。

而且，当电网公司的盈利模式建立在“吃差价”的基础上时，就有足够的激励以及凭借垄断力量去降低购入价格和提高销售价格。尽管国家对电价有管制，而且国家发展和改革委员会有相应的上网电价和目录电价规定，但是几乎处于完全垄断的电网公司可以通过各种变通来进行突破。一方面，对于购入电价来说，电网公司具有调度职能，因此它有能力决定各发电机组的发电时间。而上网电价往往因时因地而不同，比如峰谷分时定价，那电网公司可以通过配置不同时段的发电时间来变相降低总的上网电价，这对发电企业而言是雪上加霜。另一方面，对于销售电价而言，电网公司亦通过复杂的定价规定所带来的自由裁量权来变相提高销售电价。[3]因而，“吃差价”的盈利模式与绝对垄断的结合自然导致偏高的电力“流通成本”。

因此，构建发电企业和用电户之间直接的交易关系，让电网公司成为真正的电力运输网络公司，降低电力的“流通成本”可能是从根本上解决电力定价机制的核心，才能真正消除“电荒”问题。

三、根治持续性“电荒”的对策

1.坚持科学发展观，切实转变经济发展方式，树立和增强全社会的节能意识

这是解决我国“电荒”问题的最根本性措施。作为发展中大国，中国的经济发展难以直接跨越重化工业的发展阶段，能源消耗相对密集的重化工业成为中国的主导产业之一。但是中国的重化工业之路应该改变过去单纯追求GDP而不顾及能耗、污染的粗放型增长方式，走中国特色的新型工业化之路，充分利用其后发优势，通过技术引进、开发，发展高科技、高效益、低能耗、低污染的重化工业。同时，对于火力发电企业而言，也应该从技术研发入手，大力推广高效燃烧技术，提高煤炭燃烧效率，推进燃煤联合循环发电技术，提高发电设备的能源利用率，降低电煤损耗，尽可能避免不必要的浪费。各级政府积极支持大型煤炭消费企业和科研机构开展上述技术研究，为转变经济发展方式提供基本的技术支持，利用税收优惠、财政补贴等方式鼓励电力等煤炭消费性企业采用上述技术。最后，优化能源消费结构，政府采取各种优惠措施加大可再生能源的开发和利用力度，大力发展太阳能、风能、核能等新兴能源工业，改变长期严重依赖于火电的能源格局。通过经济发展方式的转变遏制对电力和煤炭过度甚至是浪费性的需求扩张，从根本上缓解长期的煤炭与电力供应压力，实现经济的可持续发展。

2.对于火电的上游行业煤炭业而言，重点在于降低煤炭运输的物流成本，建立一体化、市场化的煤炭市场

实践证明，煤炭价格双轨制会进一步恶化“煤荒”、“电荒”问题，而煤炭开采过程中将面临越来越高的成本，比如各种环境负外部性都需要煤价来内部化，而整个物流成本占东南沿海电煤终端销售价的50%以上，且近一半是不合理的费用，因此重点仍在于降低煤炭运输的物流成本。具体而言，加大对铁路、公路和港口的基础设施投入，完善我国的交通运输管理体制，从根本上消除煤电供求矛盾中的交通运输瓶颈。我国电煤的铁路运输长期处于紧张状态，加大输煤铁路的基础设施建设，增加山西、内蒙、陕西、宁夏等煤炭调出地的运力，通过提速等方式提高运输效率；加大重要煤炭转运港口的建设和重要航道整治，大力发展价格相对低廉的水运来缓解铁路运输压力；在煤炭产区建立运煤专用公路，发挥公路在电煤运输上的补充作用。同时，要积极完善我国当前的交通运输管理体制，倡导管理理念更新和管理体制创新，提高铁路等部门的管理水平和效率，尝试破除铁路运输经营环节的垄断，提高运输效率，降低运输成本。[4]前述分析也表明，物流成本的下降完全可以达到“重点合同电煤”制度的低价效果。因而，上述措施到位之后，一方面，煤炭供给的制约因素得以消除，市场供给能力更富弹性；另一方面，物流成本的下降可以降低电煤终端售价，避免完全市场化可能产生的煤价急剧上升，进而推进一体化、市场化的煤炭市场建设，摒弃双轨制的市场分割。

3.针对煤电之间交易频繁的特征，鼓励推进煤电一体化，将市场交易内部化为企业内部结算，降低发电企业的成本

煤炭企业和电力企业通过相互参股、资产重组或者煤炭企业直接建立发电厂、电力企业直接开发煤矿等多种方式实现煤电一体化经营，使得煤炭企业和电力企业在煤炭和电力两个行业利益共享、风险共担，保障双方的供煤渠道和售煤渠道，有利于电煤供求的平衡，大大降低交易成本，提高社会福利。这一类型的发电厂可以考虑主要布局在煤炭基地周边，建立坑口电厂，一方面便于煤、电企业双方协同管理；另一方面可以避免煤炭的多环节、长距离运输所带来的成本和损耗，并缓解交通运输尤其是铁路运输的压力。当然，坑口电厂建立的前提需要一个一体化的电力市场作为前提。这将涉及电力体制改革问题。另外，考虑到目前发电企业的煤炭开发分散，在资源开发、运输等方面难以满足规模经济的需要，所以也可以将大型发电企业的自有煤矿进行重组、整合，根据各企业提供的资源和资金建立一个股份制的电煤供应集团，市场化运作，收益按股分配，可以用于发电补助。而且可以授予该公司煤炭进口权，鼓励其进口国外优质煤炭资源。

4.推动电力体制改革，改变电网公司“一网独大”的格局，进一步推动电力市场化改革

推动电力体制改革，是解决我国持续性“电荒”的根本保障，重点在于改变电网公司“一网独大”的格局，进一步推动电力市场化改革。大致思路如下：首先，考虑将电网公司的电力市场综合调度功能分离出来改由国家电力监管委员会负责，设立电力市场调度中心，避免电网公司既是裁判员又当运动员，促进发电企业和电网公司之间的公平交易。其次，建立一个市场化的电力批发市场。在我国的电力消费结构中，工业用电占74.7%，可以考虑允许工业用电大户和发电企业之间直接签订电力购买合同，发电企业只需将相关协议报给电力市场调度中心，后者根据每一时期的交易，遵循非歧视、并有一定透明度的优先规则下，决定协议的实施。一旦这个近3/4的电力交易实现市场化之后，“电荒”现象可以得到有效遏制。最后，电网公司需要从“运销”公司转变为“运输”公司，其主要职能是电力的运输，并兼任批发市场之外的“零售商”，比如城乡居民生活用电等相对分散的用户，其盈利基础从“吃差价”转变为输、配电量，推动输变电成本的透明化，对其自然垄断势力进行严格的收益率管制，对运输、配电价格进行严格规制，对于其面临的政策性亏损给予补贴。

注释：

①、②数据来源于中国电力企业联合会（2011）。

③笔者根据中国电力企业联合会2008年和2011年相关数据计算而得。

④数据来源于国泰君安官方网站。

[1]舒大枫.回应电荒：中国发电装机容量之辩[EB/OL].http：//www.cqcoal.com/news/Z04/46204_2.html，2011/2011-06-20.

[2]Rothwell G.，Gomez T..Electricity Economics:Regulation and Deregulation[M].John Wiley and Sons Ltd.2004：39.

[3]蒲俊.电价超收之谜[J].新世纪，2011（13）：21-27.

[4]程志强.对我国当前煤电供应偏紧的思考[J].宏观经济管理，2008（10）：37-39.