中國持續性“電荒”問題分析及對策

徐 衛， 程 志 強， 張 文 彬

2003年以來，“電荒”問題一直困擾中國經濟的發展，尤其是在極端天氣或突發性事件之后，這一問題會顯得更加突出，比如2008年初的南方雪災、2011年中部地區嚴重干旱等。從發電裝機容量來看，2010年底我國全口徑發電裝機容量為9.62億千瓦，5年以來的平均增長速度為13.22%，①到2011年6月底將可能突破10億千瓦，位居世界第一，與美國基本持平且略微超出，是日本全國發電裝機容量的3倍之多，是歐盟所有國家發電裝機總容量的1.25倍。[1]因此，中國的裝機容量對電力供應的保障應該是不成問題的。從裝機容量的構成來看，火電裝機容量為7.07億千瓦，占73.4%，其中燃煤火電占67.6%，而水電裝機容量占22.2%，其他裝機容量占比不到4.5%。因此，火電尤其是燃煤火電具有絕對主導地位。從發電量的構成來看，2010年火電發電量達到3.41萬億度，占80.8%，其中燃煤發電達到3.25萬億度，占76.8%，而水電占比僅為16.2%，其余發電量占比不到3%。②所以，燃煤發電是我國電力供應的絕對主導力量。從設備利用來看，2010年的火電設備平均利用小時數為5031小時，比2006年減少581小時，如果保持2006年的設備利用水平，我國將多發電4106億度，達到水電總發電量的60%。③因此，燃煤火電發電設備的利用水平是影響我國電力供應的直接因素。而設備利用水平則與電煤供應密切相關。所以，解決中國的“電荒”問題，核心在于處理好燃煤發電過程中的“煤電”關系。

一、對已有政策的評價

“煤電”矛盾的核心在于市場化取向的煤炭價格形成機制和高度管制的電力價格形成機制，[2]現行的兩種政策主要是重點合同電煤價格制度和煤電價格聯動機制，它們分別從煤炭價格規制和電力價格規制兩個角度出發，均無法從根本上解決這一矛盾。

1.重點合同電煤價格制度

我國煤炭價格從1992年開始市場化改革，并于2005年底基本上市場化。進入新世紀以來，中國重新開始重化工業發展，重化工業在工業增加值中的比重逐年上升，煤炭需求迅速增長，而安全投入和煤炭開采的負外部性內部化導致煤炭開采成本不斷提高；同時，國際能源價格持續攀升，使得近幾年來煤炭價格大幅上漲并保持在高位。但是，作為下游行業的電力價格卻沒有市場化，而且調整彈性很差。因此，面對這一上下游之間不一致的價格形成機制，為了盡可能緩解煤炭價格市場化改革對發電企業的負面沖擊，我國在煤炭價格市場化改革的過程中引入“重點合同電煤價格”制度，即在每年的訂貨會上由煤炭企業和有資質的電力企業雙方簽訂煤炭交易合同，確定交易量和交易價格，在煤炭市場行情較好的情形下，很多合同并沒有明確交易價格。通常，重點合同電煤價格比市場價低100～200元左右。因此，這一制度實際上是典型的價格雙軌制。

從其運行來看，履約率低的問題非常突出。2010年我國重點合同煤計劃簽約量為9.06億噸，指導價格為570元/噸，低于市場價100元/噸，以發電企業收煤來統計，重點合同履約率不到60%。一方面，由于重點合同電煤價格偏低，遠低于市場價，煤炭企業缺乏足夠的供給激勵。具體而言，煤炭企業以運力受限為由，或通過降低合同電煤品質調低電煤熱值等方式來降低或者變相降低合同電煤的供應。而2011年的合同指導價要比市場價低200元以上，履約情況更不容樂觀。因為對于有求于煤炭企業的發電企業而言，缺乏足夠的措施來保障合同的履行。另一方面，由于合同價和市場價之間的大幅差額，容易引發尋租行為。事實上，以煤炭企業發煤情況來統計，履約率遠高于60%，有媒體估計這其中的差額在30%左右，即近30%的重點合同電煤以合同指導價格流向市場。在這個過程中，煤炭企業、電力企業和煤炭運銷商之間形成了利益分配格局，瓜分了其中的價差。因此，低履約率有時候也和發電企業自身的短期利潤最大化有關。

作為世界第一產煤大國，且動力煤為最主要的煤種，因此，所謂的“煤荒”問題是不應該長期持續的。在重點合同電煤價格機制下，實際上是較低的履約率造成了“合同煤荒”，而不是“市場煤荒”。所以，引入重點合同電煤價格機制這種雙軌制的價格形成設計，無法有效發揮價格引導市場的信號作用，反而引致資源的無效率配置和尋租行為，難以從根本上解決問題，反而成為引發煤電矛盾和導致“煤荒”的主因。

2.煤電價格聯動機制

由于煤炭價格是燃煤發電企業成本的主要因素，占到其成本的70%左右，隨著煤價的不斷攀升，剛性的電價調整體制導致發電企業運行困難，虧損面擴大，在上網電價無法補償其發電邊際成本時，電力企業的最優選擇是不發電，從而導致“電荒”。所以，2004年國家發展和改革委員會頒布煤電價格聯動機制，試圖解決“市場煤、計劃電”的體制性矛盾。該機制以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便相應調整電價。從該機制實施以來，國家共實行了5次煤電價格聯動，但是始終沒有解決根本性問題。我們認為這一機制在實踐中存在如下兩個問題。

一是電力作為終端能源，電價直接關系民生和地區經濟發展，電價頻繁提升不利于社會穩定和經濟發展。尤其是在居民消費價格指數（CPI）高企的階段（除了2008年底至2009年底之外），控制物價上漲是政府宏觀經濟調控的重要目標，而頻繁上調電價必將對居民消費價格指數上漲形成很強的推力，造成典型的供給推動型的通脹問題。因此，根據不斷上調的煤價來提高電價的措施是不可能被政府所采納的。

二是即使電價上調也無法從根本上解決發電企業的虧損問題。雖然“煤電價格聯動機制”只是聯動從煤價到電價的價格調整關系，但是實際上還隱含著從電價到煤價的調整關系。即煤價上升導致電價上升，電價上升會形成對煤價上升的預期。而隨著我國煤炭企業近幾年來大幅重組兼并，煤炭行業市場集中度不斷提升，市場結構趨向寡頭制，因而這種煤價上升預期會最終得以實現，從而發電企業依然面臨高燃料成本。這就進入到一個煤價上升推動電價上升、電價上升進一步拉動煤價上升的煤電價格持續上升的惡性循環。所以，單純依賴煤電價格聯動機制也無法解決“電荒”問題。

二、“電荒”癥結：兩個“流通渠道”

上文分析表明，重點合同電煤價格制度這一雙軌制的煤價決定機制會導致“合同煤荒”，而煤電價格聯動機制則因為演變為“價格聯漲”而不具可操作性。我們認為，上述對策都沒有涉及到最為關鍵的兩個問題，一個是煤炭供應的流通渠道，另一個是電力供應的“流通”渠道。

1.煤炭供應的流通渠道問題

重點合同電煤價格制度的失效再一次證明了計劃經濟手段的失敗，因而解決之道不在于人為控制價格。從中國的實際出發，我們要認識到中國資源和產業分布區域不均衡的現狀，即能源、資源產地與消費地并不重合，形成了“北煤南運、西煤東運”的格局，這就涉及到運輸、倉儲等流通問題。顯然，作為動力煤資源豐富的國家，在市場化的價格機制下，限制煤炭有效供給的因素只能是煤炭供應的流通渠道。

一方面，由于煤炭產地主要是內陸地區，而汽車運輸成本偏高，因此，我國煤炭外運則嚴重依賴于鐵路運輸。盡管鐵路運輸能力增長速度較快，但仍低于煤炭需求量的增速。如果鐵路缺乏足夠的運力，那么，即使有足夠的產能也無法形成有效的供給，即有多少運力才有多少供給。

另一方面，鐵路高度壟斷，而且不是市場化的經營主體，因此，壟斷導致供給水平較低，并形成壟斷租金，而非市場化的經營取向則導致這種壟斷租金成為個別人的尋租對象，這將直接轉嫁到煤價上。此外，各類鐵路、公路、港口收費名目繁多，將進一步增加流通成本。而且，當煤炭市場形勢趨好時，相關的物流成本將進一步提升。從圖1可見，5500大卡的動力煤從坑口到秦皇島之后的價格之間的差額在2009年上半年最低，恰恰對應于煤炭市場需求相對疲軟期，但是這一差額隨著經濟的迅速回暖、煤炭市場景氣度不斷提升而逐漸擴大。在2009年這一差價的均值為186元，2010年的均值上升到290元，2011年到目前為止的均值為288元。這一差價基本上體現了從坑口到港口的物流成本，這一成本包括稅收、運輸費用、倉儲費用以及可能存在的各種灰色或不合法的費用。2010年以來，這一物流成本占到坑口煤價的近60%。實際上，如果每噸煤炭的整體物流成本（包括物流中的稅收成本）下降100元，考慮到重點合同煤的簽約量約占煤炭產量的1/3，那么物流成本的節約將可以直接彌補合同煤與市場煤之間的差價，從而也就無需勞心費神地去建立、維護和執行“重點合同煤”制度。

圖1 5500大卡動力煤大同坑口價和秦皇島港口價比較④

2.電力的“流通”渠道問題

電力從生產到最終用戶之間也存在“流通”過程。2003年電力部門也進行了所謂的市場化改革，實行“廠網分離”，發電企業競價上網，電網公司統一購買，再轉售給最終用戶。因而，生產和流通被完全分割，即發電企業完全是一個生產部門，電網公司是其唯一的銷售對象，電網公司則利用電網自然壟斷的特征負責電力的整個“流通”過程，包括電力的購買、輸配送和銷售。與西方發達國家的電力市場化改革比較來看，中國的電力部門改革只是形似而神不似，只學了“廠網分離”的形式，但沒有進行市場化定價機制形成這一最核心的步驟。因而被動響應的“煤電價格聯動”機制無法從根本上解決問題。

西方發達國家在推進電力市場化改革的過程中認識到發電部門的可競爭性和輸配電的自然壟斷性，從而推進“廠網分離”，但是并沒有在這個過程中割裂發電企業和最終用戶之間的聯系，甚至鼓勵兩者之間進行聯系，即由發電企業和用戶直接達成交易，而電網公司主要是擔任“運輸”公司的角色，而不是以往的“運銷”公司。政府對其運輸的職能進行嚴格的壟斷管制，比如制定最高資本回報率等，從而形成一個相對透明的運輸價格機制。這自然為發電企業和最終用戶在邊際成本和邊際收益上的決策奠定必要的基礎，從而形成有效率的資源配置。[2]

但是，在中國現行的電力體制背景下，發電企業和最終用戶之間是被分割的，相互之間無法形成直接的供給和需求關系。同時，電網公司的盈利來源于購入和售出的差價。因此，我們也無法獲知電網公司在輸配電過程中的真實成本。那么，基于邊際成本和邊際收益的市場化定價機制完全失效，從而也不可能形成有效率的資源配置。

而且，當電網公司的盈利模式建立在“吃差價”的基礎上時，就有足夠的激勵以及憑借壟斷力量去降低購入價格和提高銷售價格。盡管國家對電價有管制，而且國家發展和改革委員會有相應的上網電價和目錄電價規定，但是幾乎處于完全壟斷的電網公司可以通過各種變通來進行突破。一方面，對于購入電價來說，電網公司具有調度職能，因此它有能力決定各發電機組的發電時間。而上網電價往往因時因地而不同，比如峰谷分時定價，那電網公司可以通過配置不同時段的發電時間來變相降低總的上網電價，這對發電企業而言是雪上加霜。另一方面，對于銷售電價而言，電網公司亦通過復雜的定價規定所帶來的自由裁量權來變相提高銷售電價。[3]因而，“吃差價”的盈利模式與絕對壟斷的結合自然導致偏高的電力“流通成本”。

因此，構建發電企業和用電戶之間直接的交易關系，讓電網公司成為真正的電力運輸網絡公司，降低電力的“流通成本”可能是從根本上解決電力定價機制的核心，才能真正消除“電荒”問題。

三、根治持續性“電荒”的對策

1.堅持科學發展觀，切實轉變經濟發展方式，樹立和增強全社會的節能意識

這是解決我國“電荒”問題的最根本性措施。作為發展中大國，中國的經濟發展難以直接跨越重化工業的發展階段，能源消耗相對密集的重化工業成為中國的主導產業之一。但是中國的重化工業之路應該改變過去單純追求GDP而不顧及能耗、污染的粗放型增長方式，走中國特色的新型工業化之路，充分利用其后發優勢，通過技術引進、開發，發展高科技、高效益、低能耗、低污染的重化工業。同時，對于火力發電企業而言，也應該從技術研發入手，大力推廣高效燃燒技術，提高煤炭燃燒效率，推進燃煤聯合循環發電技術，提高發電設備的能源利用率，降低電煤損耗，盡可能避免不必要的浪費。各級政府積極支持大型煤炭消費企業和科研機構開展上述技術研究，為轉變經濟發展方式提供基本的技術支持，利用稅收優惠、財政補貼等方式鼓勵電力等煤炭消費性企業采用上述技術。最后，優化能源消費結構，政府采取各種優惠措施加大可再生能源的開發和利用力度，大力發展太陽能、風能、核能等新興能源工業，改變長期嚴重依賴于火電的能源格局。通過經濟發展方式的轉變遏制對電力和煤炭過度甚至是浪費性的需求擴張，從根本上緩解長期的煤炭與電力供應壓力，實現經濟的可持續發展。

2.對于火電的上游行業煤炭業而言，重點在于降低煤炭運輸的物流成本，建立一體化、市場化的煤炭市場

實踐證明，煤炭價格雙軌制會進一步惡化“煤荒”、“電荒”問題，而煤炭開采過程中將面臨越來越高的成本，比如各種環境負外部性都需要煤價來內部化，而整個物流成本占東南沿海電煤終端銷售價的50%以上，且近一半是不合理的費用，因此重點仍在于降低煤炭運輸的物流成本。具體而言，加大對鐵路、公路和港口的基礎設施投入，完善我國的交通運輸管理體制，從根本上消除煤電供求矛盾中的交通運輸瓶頸。我國電煤的鐵路運輸長期處于緊張狀態，加大輸煤鐵路的基礎設施建設，增加山西、內蒙、陜西、寧夏等煤炭調出地的運力，通過提速等方式提高運輸效率；加大重要煤炭轉運港口的建設和重要航道整治，大力發展價格相對低廉的水運來緩解鐵路運輸壓力；在煤炭產區建立運煤專用公路，發揮公路在電煤運輸上的補充作用。同時，要積極完善我國當前的交通運輸管理體制，倡導管理理念更新和管理體制創新，提高鐵路等部門的管理水平和效率，嘗試破除鐵路運輸經營環節的壟斷，提高運輸效率，降低運輸成本。[4]前述分析也表明，物流成本的下降完全可以達到“重點合同電煤”制度的低價效果。因而，上述措施到位之后，一方面，煤炭供給的制約因素得以消除，市場供給能力更富彈性；另一方面，物流成本的下降可以降低電煤終端售價，避免完全市場化可能產生的煤價急劇上升，進而推進一體化、市場化的煤炭市場建設，摒棄雙軌制的市場分割。

3.針對煤電之間交易頻繁的特征，鼓勵推進煤電一體化，將市場交易內部化為企業內部結算，降低發電企業的成本

煤炭企業和電力企業通過相互參股、資產重組或者煤炭企業直接建立發電廠、電力企業直接開發煤礦等多種方式實現煤電一體化經營，使得煤炭企業和電力企業在煤炭和電力兩個行業利益共享、風險共擔，保障雙方的供煤渠道和售煤渠道，有利于電煤供求的平衡，大大降低交易成本，提高社會福利。這一類型的發電廠可以考慮主要布局在煤炭基地周邊，建立坑口電廠，一方面便于煤、電企業雙方協同管理；另一方面可以避免煤炭的多環節、長距離運輸所帶來的成本和損耗，并緩解交通運輸尤其是鐵路運輸的壓力。當然，坑口電廠建立的前提需要一個一體化的電力市場作為前提。這將涉及電力體制改革問題。另外，考慮到目前發電企業的煤炭開發分散，在資源開發、運輸等方面難以滿足規模經濟的需要，所以也可以將大型發電企業的自有煤礦進行重組、整合，根據各企業提供的資源和資金建立一個股份制的電煤供應集團，市場化運作，收益按股分配，可以用于發電補助。而且可以授予該公司煤炭進口權，鼓勵其進口國外優質煤炭資源。

4.推動電力體制改革，改變電網公司“一網獨大”的格局，進一步推動電力市場化改革

推動電力體制改革，是解決我國持續性“電荒”的根本保障，重點在于改變電網公司“一網獨大”的格局，進一步推動電力市場化改革。大致思路如下：首先，考慮將電網公司的電力市場綜合調度功能分離出來改由國家電力監管委員會負責，設立電力市場調度中心，避免電網公司既是裁判員又當運動員，促進發電企業和電網公司之間的公平交易。其次，建立一個市場化的電力批發市場。在我國的電力消費結構中，工業用電占74.7%，可以考慮允許工業用電大戶和發電企業之間直接簽訂電力購買合同，發電企業只需將相關協議報給電力市場調度中心，后者根據每一時期的交易，遵循非歧視、并有一定透明度的優先規則下，決定協議的實施。一旦這個近3/4的電力交易實現市場化之后，“電荒”現象可以得到有效遏制。最后，電網公司需要從“運銷”公司轉變為“運輸”公司，其主要職能是電力的運輸，并兼任批發市場之外的“零售商”，比如城鄉居民生活用電等相對分散的用戶，其盈利基礎從“吃差價”轉變為輸、配電量，推動輸變電成本的透明化，對其自然壟斷勢力進行嚴格的收益率管制，對運輸、配電價格進行嚴格規制，對于其面臨的政策性虧損給予補貼。

注釋：

①、②數據來源于中國電力企業聯合會（2011）。

③筆者根據中國電力企業聯合會2008年和2011年相關數據計算而得。

④數據來源于國泰君安官方網站。

[1]舒大楓.回應電荒：中國發電裝機容量之辯[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.電價超收之謎[J].新世紀，2011（13）：21-27.

[4]程志強.對我國當前煤電供應偏緊的思考[J].宏觀經濟管理，2008（10）：37-39.