消除“電荒”，解決“市場煤、計劃電”頑疾，唯有深化改革電價形成機制
今年部分地區(qū)的缺電來得有些頻繁而持久。
迎峰度夏期間，浙江遭遇了7年來最嚴重的缺電；江蘇用電缺口超15%，最大缺口超過1000萬千瓦；廣東最大電力缺口達到400萬千瓦。全國出現(xiàn)了3000萬千瓦左右的用電缺口。
以處于我國能源輸送末端的湖南為例。5月上旬用電最為緊張時，全省需求為1650萬千瓦，而實際負荷只有1000萬千瓦，單日最大限電達30%。省經(jīng)信委主任謝超英對《瞭望》新聞周刊記者表示，以往是“季節(jié)性缺電”，現(xiàn)在是“全年性缺電”。
事實上，冬季的形勢依然嚴峻。國家電監(jiān)會新聞發(fā)言人譚榮堯表示，今冬明春全國最大電力缺口約2600萬千瓦，其中既缺煤又缺水的南方和華中地區(qū)用電矛盾最為突出。
據(jù)電監(jiān)會的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，今年以來，共有17個省份采取了拉限電和錯避峰的措施。大部分地區(qū)電力供應偏緊，部分地區(qū)缺電嚴重。中國電力企業(yè)聯(lián)合會專職副理事長魏昭峰預判，2013年電力缺口將達7000萬千瓦。
如果從標志我國電力工業(yè)全面進入市場化改革的2002年為坐標來看，這一年的2月，國務院下發(fā)了《國務院關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》(國發(fā)［2002］5號文件)，這一年我國的電力裝機容量近3.6億千瓦；時過8年，2010年我國的電力裝機容量已經(jīng)歷史性地跨越至9億千瓦，但卻未能根本上改觀中國缺電的狀況，同樣未能從根本上改觀的是電力體制的改革。
不同的是，統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，上半年全國火力發(fā)電利用小時只有5200小時，未達到5500小時的設計水平。如果說之前長期存在的是由于裝機容量不足的硬缺電；當前面臨的則是在電力裝機充裕的情況下，帶引號的“電荒”。
電改8年后的“計劃電”
作為煤炭匱乏省份，湖南每年需要電煤3800萬噸，其中，60%需從山西、河南、貴州等省調(diào)入。今年，由于這些省份自身也缺電，減少甚至中斷了對湖南電煤的供應。為了彌補陸路運輸不足，拓展電煤來源，從去年下半年開始，湖南大量從海路調(diào)煤。
先從秦皇島港用海船運至長江口，換小船逆長江上運至洞庭湖，換更小的船沿湘江逆流而上，再由汽車轉(zhuǎn)運送至電廠。經(jīng)過行程近4000公里的“海進江”，抵達湖南時煤價高達每噸1200元，光運費就占去成本的2/3。這一過程需要25天左右，在當?shù)赜谑怯辛?/font>“八千里路云和月，二十五天海進江”的說法。
無奈的“海進江”，表面是電煤的金貴，折射的是電力體制的不暢。“多年累積的煤電矛盾在今年有趨于惡化之勢”，采訪中，《瞭望》新聞周刊記者多次聽到如此的反映。
電煤價漲，只是當前電力困境循環(huán)鏈條的一環(huán)，往前看是電價改革滯后，向后看的結(jié)果是電企虧損。對五大發(fā)電企業(yè)火電業(yè)務嚴重虧損，譚榮堯認為，“最關(guān)鍵的是要推進電價改革，發(fā)揮電價的經(jīng)濟杠桿作用。”
2002年出臺的國務院 “5號文件”啟動實施了以廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)為主要改革任務的電力體制改革。同年，實現(xiàn)了發(fā)電廠與電網(wǎng)的分開，形成了五大發(fā)電企業(yè)和兩大電網(wǎng)的格局。但如今，8年過去了，后兩項卻沒有得到強有力的推進。
“多年的改革后仍舊未能走出‘計劃電’的牢籠”，國務院研究室綜合司副司長范必在接受本刊記者采訪時表示。
按照2002年的電力體制改革方案，電價的形成機制應該是“放開兩頭，管住中間”，即上網(wǎng)電價由國家制定的容量電價和市場競價產(chǎn)生的電量電價組成；輸、配電價由政府確定定價原則；銷售電價以上述電價為基礎形成，建立與上網(wǎng)電價聯(lián)動的機制。但現(xiàn)實是，只在發(fā)電環(huán)節(jié)打破了壟斷，與國務院確定的電力市場化改革目標還有很大差距。“特別是在輸配環(huán)節(jié)還沒有擺脫計劃體制的束縛”，范必認為。
進一步來看，“由于還沒實現(xiàn)輸配分開，輸配環(huán)節(jié)還沒有做到獨立核算，也沒有獨立的輸配電價，嚴重制約了電力的跨省跨區(qū)交易和資源的優(yōu)化配置”，范必指出。
這在中國電力國際有限公司高級經(jīng)濟師王冬容看來，是中國電力工業(yè)在政府的宏觀調(diào)控和微觀管理之間，在計劃手段和市場手段之間，在對電力工業(yè)及其上下游之間的管理上，出現(xiàn)了制度的糾結(jié)，阻礙了發(fā)展的協(xié)調(diào)和可持續(xù)性。而這種制度糾結(jié)首先表現(xiàn)在對電價管制上。突出的表現(xiàn)是8年多來我國電價管制模式始終沒有大的變化，上網(wǎng)電價和銷售電價仍然都被嚴格管制?，F(xiàn)實的電價形成機制成了“管住兩頭，中間不管”。
由于發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價和各類用戶的銷售電價，依照“成本加合理利潤”的原則由政府部門行政審批決定，“兩頭被堵死”，范必認為，“所以電力成本上漲的因素不能通過電價疏導。”
研究人士分析指出，上網(wǎng)電價確定后，如果電煤漲價，電力企業(yè)就會要求政府出臺順價政策，否則無法避免電力行業(yè)大面積虧損；如果電力需求下降、電煤價格下跌，電力企業(yè)受制于政府電力定價的束縛，也不可能主動面對市場，實行打折促銷等經(jīng)營策略。這種定價機制不僅壓抑了市場主體開拓電力市場的積極性，也使電力價格失去了反映和調(diào)節(jié)供求關(guān)系的應有功能。
中國華電集團公司政策與法律部主任陳宗法認為，按照2003年5月，國家發(fā)改委出臺的《電力廠網(wǎng)價格分離實施辦法》規(guī)定，“發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價由發(fā)電成本、財務費用和稅金構(gòu)成”，不合常理地割舍了“利潤”這個重要的構(gòu)成部分，致使上網(wǎng)電價先天不足。
發(fā)電量按計劃分配是“計劃電”的又一突出表現(xiàn)。“我國發(fā)電調(diào)度至今仍沿用計劃經(jīng)濟時期的辦法，由政府部門對各個機組分配發(fā)電量計劃指標。不論發(fā)電方式和能耗環(huán)保水平，只要機組在電力調(diào)度機構(gòu)有‘戶頭’，就可以在年度計劃中獲得基本相同的發(fā)電利用小時數(shù)”。采訪中，記者屢次聽到大型發(fā)電企業(yè)抱怨。
在范必看來，人為設定的發(fā)電量計劃既不反映供求關(guān)系，也無科學依據(jù)。即使按計劃經(jīng)濟的標準，這樣分配也是不合格的。計劃經(jīng)濟時期國家做計劃、定指標要經(jīng)過“幾上幾下”、“綜合平衡”，上下級、相關(guān)部門都認同才最后敲定，這是基本原則。更何況經(jīng)過計劃體制改革，國家取消了大部分指令性計劃，計劃的定位總體上是指導性的，而不是指令性的，這是市場化改革的重要成果。“目前，國務院主管部門并沒有下達發(fā)電量計劃，各地自行出臺的發(fā)電量計劃指標應當取消。”范必說。
另一方面，在實際執(zhí)行中，發(fā)電量按計劃內(nèi)電量與計劃外電量被采用了不同的電價。計劃內(nèi)電量由電網(wǎng)公司按國家規(guī)定支付上網(wǎng)電價；超計劃發(fā)電量部分，電網(wǎng)公司要求發(fā)電企業(yè)降價上網(wǎng)，而銷售電價實際上沒有變化。在范必看來，今年以來，全國很多地方用電緊張，不少電力企業(yè)不是開足馬力生產(chǎn)，而是在完成計劃電量后，就以停機檢修為名不再發(fā)電。這就解釋了為什么在“電荒”情況下，很多發(fā)電企業(yè)的利用小時數(shù)不升反降的反?，F(xiàn)象。
電力交易 “統(tǒng)購統(tǒng)銷”是“計劃電”的又一表現(xiàn)。發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量由電網(wǎng)公司統(tǒng)一收購，再向用戶統(tǒng)一銷售，電網(wǎng)企業(yè)的收入主要來自購銷之間的價差。這種盈利模式客觀上為電網(wǎng)企業(yè)利用自然壟斷優(yōu)勢，向發(fā)電企業(yè)或電力用戶謀取不當利益創(chuàng)造了條件。采訪中，發(fā)電企業(yè)工作人員向本刊記者表示。
據(jù)本刊了解，在大部分情況下，發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價是0.3～0.4元/千瓦時，以東部地區(qū)為例，工業(yè)企業(yè)實際用電成本可以達到0.7～0.9元/千瓦時，商業(yè)企業(yè)大都超過1元/千瓦時，甚至更高。范必說，出現(xiàn)如此之高的購銷差價，除合理的發(fā)電成本和輸配電成本外，相當一部分是說不清道不明的交叉補貼和銷售環(huán)節(jié)各種形式的收費和加價。正是由于電力用戶與發(fā)電企業(yè)不直接見面，無法建立反映市場供求關(guān)系的價格信號，增大了不必要的交易成本?！?/font>
發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)對接的“雙軌制”更加劇了這一矛盾。由于發(fā)電量的計劃內(nèi)和計劃外之分，超計劃發(fā)電部分電網(wǎng)要降價收購，后果是電煤價格上漲時，電廠多發(fā)電不僅不會多收益，還會增加虧損。于是就出現(xiàn)了消極怠工的現(xiàn)象。一家電廠廠長告訴本刊記者，電廠連年虧損，“我不能說罷工，但至少是怠工，資產(chǎn)負債率是我們考核的主要指標，電廠沒有發(fā)電積極性，煤企更沒有送煤積極性”。
而計劃插手下的平均分配發(fā)電量的后果也是嚴重的。我國近年來新上了大批大容量、高參數(shù)的發(fā)電機組，可以大幅度節(jié)約單位發(fā)電量對電煤的消耗。以100萬千瓦的機組為例，每千瓦時發(fā)電平均煤耗只要280克，而5萬千瓦機組的耗煤在400克以上。“平均分配”客觀上鼓勵了高耗能的小火電機組的發(fā)展，與國家節(jié)能減排、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的方向背道而馳。
“小機組多為地方所有，而大機組大部分屬于大型發(fā)電集團，這一舉措能夠保證自己機組的發(fā)電時間”，某大型發(fā)電企業(yè)工作人員坦言，另一個原因是，手握分配權(quán)的地方主管部門不愿意放權(quán)，以“小機組也得活”的理由繼續(xù)推行平均分配發(fā)電量。
市場化前探
“當今世界上已經(jīng)沒有幾個國家還像我國一樣，在發(fā)電和用電環(huán)節(jié)這樣典型的市場競爭領(lǐng)域，仍由行政審批來規(guī)定電價”。面對深化改革電價形成機制已成當前業(yè)界普遍的呼聲，國家能源局新能源和可再生能源司司長王駿表示。
在國家能源專家咨詢委員會委員、廈門大學中國能源經(jīng)濟研究中心主任林伯強看來，深化電力體制改革的下一步重點，不在于比主輔分離難度更大的輸配分開和競價上網(wǎng)，而是更為急迫的電價形成機制。
國家電監(jiān)會華北電監(jiān)局電力市場專家馬海武也認為，我國電力“廠網(wǎng)分開”的改革目標已基本實現(xiàn)，深化電力體制改革、建立規(guī)范的市場交易制度已成為當前電力工業(yè)發(fā)展的重大課題，而“電力市場化的核心是價格形成機制市場化”。
在國網(wǎng)能源研究院高級咨詢王信茂看來，電力行業(yè)的發(fā)、輸、配、售四個環(huán)節(jié)中，電網(wǎng)環(huán)節(jié)具有非常明顯的自然壟斷性，發(fā)電環(huán)節(jié)的自然壟斷性則隨著技術(shù)的進步已經(jīng)逐步消失，售電環(huán)節(jié)由于進入門檻低而本身不具備自然壟斷性。電力市場化改革就是要在可競爭的發(fā)電和售電環(huán)節(jié)引入競爭，在自然壟斷的電網(wǎng)環(huán)節(jié)加強政府監(jiān)管，構(gòu)建“放開兩頭、監(jiān)管中間”的行業(yè)結(jié)構(gòu)，這也是大部分國家的做法。
20世紀90年代以來，電力市場化改革浪潮首先在西方國家展開，主要包括三方面的內(nèi)容：建立發(fā)電側(cè)競爭市場、逐步放開售電側(cè)市場、實現(xiàn)政府監(jiān)管下的電網(wǎng)公平開放。例如，美國在改革初期開放發(fā)電側(cè)市場的同時，放開了售電側(cè)市場；日本在維持垂直一體化的模式下，在發(fā)電側(cè)、售電側(cè)同時引入了競爭；歐盟在統(tǒng)一電力市場化改革中，要求各成員國逐步放開用戶選擇權(quán)。
多位業(yè)內(nèi)人士認為，我國電價機制應“兩頭適當放開、中間加強管制”，發(fā)電商和購電者作為市場交易主體通過協(xié)商或競爭形成上網(wǎng)電價，電網(wǎng)企業(yè)可以作為眾多用戶的代理者參與交易，政府在必要時通過特定價格手段調(diào)節(jié)供求關(guān)系。
實際上，我國在市場化定價方面并不缺少探索。2010年5月，內(nèi)蒙古“電力多邊交易”市場正式啟動運行，首次將用戶作為市場購電主體納入市場，參與競爭。
由發(fā)電、用戶、電網(wǎng)三方共同參與的內(nèi)蒙古電力多邊交易市場，在“發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)”引入雙向競爭。在不改變現(xiàn)行用電分類目錄電價結(jié)構(gòu)和電網(wǎng)公司現(xiàn)行購、售電差價前提下，大用戶和發(fā)電企業(yè)均以內(nèi)蒙古電網(wǎng)標桿電價為基礎申報上下游浮動的價差，并暫按±20%對市場價格波動進行限制。
這一舉措使得內(nèi)蒙古的電力負荷在50天的時間內(nèi)增長了500萬千瓦。不過這一試點被國家發(fā)改委以給了高能耗產(chǎn)業(yè)“優(yōu)惠電價”為名叫停。記者采訪了解到，試點中確實存在著高耗能企業(yè)積極參與的現(xiàn)象，為防止與國家節(jié)能減排政策背道而馳，國家發(fā)改委出手對多邊交易進行規(guī)范，對違規(guī)開展大用戶直供電試點、跨省電力交易進行清理整頓。根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于整頓規(guī)范電價秩序的通知》，嚴禁以跨省、跨區(qū)電能交易以及開展電力市場單邊、多邊交易等形式，壓低發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價。
“但無論如何，開展多邊交易是電力市場化的重要步驟”，范必認為，對于是否是高能耗產(chǎn)業(yè)要從能效的角度進行評判，不能是耗能多就定義為高能耗，如果耗能多，但是能效很高，這也許就是發(fā)展的需要。節(jié)能是增效的概念，而不是不用能源。
近年來，國家電監(jiān)會也一直在力推電力多邊交易，希望借此打破電力行政定價，推動電力市場化的最終實現(xiàn)。業(yè)內(nèi)人士表示，多邊交易規(guī)劃的設計，與國內(nèi)一些地區(qū)實施的“優(yōu)惠電價”完全不同，只要操作得當、運行規(guī)范，提高高能耗企業(yè)競價門檻，可以推進節(jié)能降耗，并提高電力資源的配置效率。
除了上述舉措，范必還建議，力推電網(wǎng)的輸配分開，即使現(xiàn)在在機構(gòu)上不能完全分開，財務上也應該分開，便于核算輸配電成本。王駿也認為，應對輸電成本進行單獨核算，給電網(wǎng)設定一定的收益率。
不過范必強調(diào)，電力的體制安排，是公共政策體系的一部分，改革應當最大程度地滿足社會福利的要求。電力有著普遍服務的特性，且密切影響國民經(jīng)濟的運行，電力市場化改革后，應當特別加強對電網(wǎng)調(diào)度和收入的監(jiān)管，建立公開、公平、公正的電力交易市場。
