火電行業發展與“電荒”的形成

宋巍

摘要：本文利用27個省市的面板數據，對在“市場煤”與“計劃電”機制下的火電行業運營狀況進行了詳細分析，結果表明，“計劃電”下政府對上網電價的上調促進了各地火電行業的生產與投資，而“市場煤”下快速上升的電煤價格在減少了火電行業產量與利潤的同時卻帶來投資的增加。綜合而言，在“市場煤”與“計劃電”兩種機制的影響下，電力行業的投資雖然得到增加，但受困于成本的大幅上升，即便有多余的生產能力，廠商也會因利潤的下降而減少產量，造成嚴重的“電荒”。因此，電力市場亟須進一步市場化改革，以跟上煤炭市場改革的步伐。

關鍵詞：火電行業；“市場煤”；“計劃電”；“電荒”

中圖分類號：F426文獻標識碼：A

文章編號：1000-176X（2015）03-0033-06

一、引言

為打破煤電壟斷，積極引進市場經濟，我國對煤炭市場與電力市場的改革已持續多年，且近年來的幅度逐步加大。在煤炭市場方面，先放開了部分地區的出廠價格和部分電煤價格，而后又進一步放開了非電煤價格，同時為了保證電力供應，對電煤價格實行政府指導價。2002年，為了進一步減少對煤炭市場的干預，國家發展和改革委員會（下文簡稱“發政委”）取消電煤指導價，僅發布參考性的協調價格。但是由于煤炭市場的發展尚不成熟，協調價格難以使電廠與煤廠之間順利達成一致意見，發改委只好對煤炭主產省的電煤價格進行臨時性干預，但實施效果并不理想。2012年，干預價格被取消，電煤價格完全交由市場進行調節，這標志著電煤價格全面步入市場化時代。在對煤炭市場改革的同時，國家對電力市場也進行了一系列的改革。2002年，將原有電力產業進行結構重組，實行“廠網分開、競價上網”的政策，同時建立煤電價格聯動機制，即隨煤炭價格的波動而適時調整上網電價。相對于煤炭的完全市場化，電力市場僅在發電環節實現了競爭，而下游的輸配電環節仍處于政府管制狀態，其開放程度遠不如煤炭市場。因此，處于中間位置的發電環節面臨著競爭的上游成本市場和管制的下游銷售市場。

在煤炭市場放開而電力市場管制的情況下，夾縫中的火電行業面臨著巨大的生存壓力。一方面，全球性通脹使與國際接軌的國內煤炭價格一路飆升，火力發電行業面臨著巨大的成本壓力；另一方面，電力市場的管制使得發電廠的上網電價及終端用戶的銷售電價上漲速度緩慢且增幅不大，導致火電成本無法及時順利地傳導到下游。特別是2010年發改委宣布煤價上限后，許多人預料到煤價必將上漲，中間商開始囤積居奇，“煤電頂?！敝畡萦萦遥瑢е?011年出現全國性的“電荒”。長此下去必將影響我國的經濟建設，對電力行業的發展也會產生不利影響。

Joskow[1]認為，電力產業應該全面放松規制，并提出了對電力產業主要業務環節放松規制的方法。Fabrizio等[2]對美國發電企業的技術效率進行了測算，發現將原有壟斷模式轉變為競爭模式后，企業效率的改進并不明顯。Zhang等[3]對36個發展中國家處于轉型期的電力行業生產狀況進行了研究，認為電力在私有化與規制的過程中，雖然產生了一些正向的刺激作用，但并沒有明顯的進步。Joskow[4]認為，煤炭市場上為避免重復性議價而簽訂的長期合同會帶來很多好處。Zhao等[5]認為，電力企業通過和煤炭供應企業進行緊密合作或建設坑口電廠可以節約煤炭運輸成本，會使電力企業的市場競爭力得到大幅度提升。Wolfram[6]認為，規制的限制、進入的威脅和用戶合約等因素的存在導致電力現貨市場中的價格并非如理論預期的那樣較邊際成本高出許多。

于立和王建林[7]認為，縱向價格雙軌制對煤電行業的利潤趨同起到一定的促進作用，但長期也是引發持續多年“電荒”的基本原因。葉澤和王準[8]認為，發電企業從標桿上網電價的上調中能夠獲得更多收益，而煤價的上漲會進一步加大其成本壓力。姜春海等[9]發現上網電價在長期內是影響火電行業產量與盈利的重要因素。白讓讓[10]認為，電力產業規制改革陷入困境的原因在于規制權力的分散與缺乏權威、有效的規制機構，而且“上游競爭、下游壟斷”的縱向關系不僅不能刺激電力產業提高績效，還會導致雙重效率損失并進而抵消發電側的競爭績效。于良春和張偉[11]認為，在發電環節引入競爭的基礎上，應對不同效率類型的電力廠商設計不同激勵強度的定價機制，“廠網分開”機制在使得發電企業的資產利潤率下降、資產負債率上升的同時，發電量增長率、裝機投資增長率及現有裝機利用率也有顯著提高。李外南[12]認為，“廠網分開”的不徹底不僅沒有打破壟斷，反而對一些經營困難的發電企業形成了巨大沖擊。趙曉麗等[13]發現“廠網分開”的電力體制改革有效改進了火電企業的純技術效率和綜合效率，但規模效率卻呈下降趨勢。

綜合來看，上述文獻更多的是在單個“市場煤”或“計劃電”機制下對火電行業進行的相關研究，而將這兩種機制綜合起來進行分析的還非常少見?；诖?，本文將綜合分析上、下游兩種不同市場體制對火電行業運營狀態的影響。

二、模型構建與數據來源

1.模型構建

在模型選取方面，由于面板數據含有時間、指標和橫截面三維信息，用面板數據構造的模型可以構造和檢驗比單獨使用橫截面數據和時間序列數據更加真實的行為方程，因此，本文將收集多個年份、多個地區的相關指標，使用面板模型對火電運營狀況進行估計。

2002年“廠網分開”后，政府對上網電價進行了幾次大幅度的調整，同年，電煤指導價取消，僅發布參考價。煤炭與電力市場的改革使得中間火電廠的成本與售價都有了不同程度的波動，相比于改革前幾乎不變的價格，現有的火電運營更多地受到電煤價格市場化和上網電價不定期變動的影響。基于此，本文將對2002年以后各地區的火電運營狀況進行分析。第一，由于描述火電運營狀況的指標有多種，鑒于數據的可得性，本文將分別選取我國27個省市

27個省市分別為：天津、山西、遼寧、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、山東、河南、湖北、湖南、廣東、廣西、海南、重慶、四川、貴州、云南、陜西、甘肅、寧夏、北京和青海。的產量、投資和利潤三個變量來作為運營指標。第二，由于要同時考慮煤炭市場和電力市場的影響，本文將選取煤炭價格指數和上網電價兩個解釋變量來描述不同機制下的煤電市場變化情況。第三，除了煤炭價格指數和上網電價外，本文還將選取裝機容量、成本及地區國內生產總值作為解釋變量。

由于電廠為非勞動密集型行業，本文將不考慮勞動力對相關運營指標的影響。綜合上述分析，本文構造面板模型如下：

yit=xitβ+ziσ+ui+εit（1）

其中，zi為不隨時間而變的各地火電行業的個體特征，xit為隨不同地區及時間而變的變量，ui+εit為擾動項，它由兩部分構成，ui為不同地區火電行業異質性的截距項，εit為隨地區與時間而改變的擾動項。本文將根據式（1）研究解釋變量特別是“市場煤”與“計劃電”機制分別對產量、投資額和利潤的影響。

面板數據模型中主要包括固定效用和隨機效用。式（1）中如果ui與某個解釋變量相關，則稱之為固定效應，如果ui與所有解釋變量（xit，zi）均不相關，則稱為隨機效應。至于估計方法的選取，通常借助于Hausman檢驗來判斷。Hausman檢驗的原假設為：ui與解釋變量（xit，zi）不相關，如果假設成立，則說明固定效應與隨機效應無太大差別，選擇的依據計算上的簡便。反之，如果拒絕原假設，則傾向于選擇固定效應進行回歸。本文將首先借助于Hausman檢驗來確定最優的估計方法，然后再進行相應的回歸。

2.數據來源

由于相關數據庫的最新價格指數數據截止于2012年底，本文選取的時間跨度為2003—2012年。對于上網電價來說，在此時間內全國范圍內僅變動過9次，如果以年為單位時間，跨度和變動均較少，故以月為單位進行分析。

本文收集了27個省市發改委（物價局）的歷次上網電價調整通知，向前或向后逐月遞推，得出了各省市2003年1月—2012年12月的月度上網電價；

由于發電總量很小，所以本文在推算上述各地的月度上網電價數據時，未包括燃氣、燃油、煤矸石、垃圾和其他物質等火力發電企業的上網電價。由于各地電力投資的月度以及年度的直接數據難以收集，本文采用電力、熱力的生產與供應業月度投資額代替，依據各地的電力、煤氣及水的生產與供應業投資總額以及全國電力、熱力的生產與供應業投資總額計算得出，相關變量來自中經網統計數據庫；各地火力發電量數據、煤炭價格指數數據來源同上，其中煤炭價格指數轉換成以2003年1月為基期；利潤與主營成本數據來源于中經網產業數據庫；各地火電的裝機容量只有年度數據，考慮到裝機容量短期內不會有大的變化，本文近似將各月度裝機容量等同于年度裝機容量，數據來源于中經網產業數據庫；各地區國內生產總值的相關數據來自于各省統計年鑒以及中經網產業數據庫。本文將用T、Q、R、Ps、Pm、Z、C和G來分別表示投資、產量、利潤、上網電價、煤炭價格指數、裝機容量、成本和地區生產總值，同時對各變量進行了相應的平減。樣本基本統計量如表1所示。

表1樣本基本統計量表

由表3可以看出，各自變量的P值均在5%的水平下顯著，即各因素對產量、投資和利潤的影響非常顯著。其中，上網電價在對產量、投資和利潤的回歸中系數為正，煤炭價格指數對投資的回歸也為正，但對產量、利潤的系數為負。

2.穩健性檢驗

由于線性方程中最基本的假設之一就是方程的解釋變量與隨機擾動項是不相關的，當方程中的解釋變量是隨機變量或與其他未包括進來的影響因素相關時，基本的假設就無法滿足，此時如果繼續估計就會出現有偏且不一致的情況。因此，為了避免此情況的出現，本文將對固定效應的回歸結果進行穩健性檢驗。其中，裝機容量作為解釋火電運營的自變量，與同樣描述火電運營狀況的產量、投資和利潤三個因變量存在一定的內生性，因此，可以對其選取相應的工具變量進行驗證。工具變量的選取要與裝機容量相關而與其他擾動項無關，本文采用各地月度工業企業利潤增加值來表示，原因在于利潤值的變動將影響到企業生產中的電力需求，而電力需求的變動會進一步影響各地的裝機容量。加入工具變量后的回歸結果如表4所示。

表4加入工具變量后的回歸結果

與表3回歸結果相比，加入工具變量后各變量系數有了不同程度的變化，同時個別系數的顯著性水平也發生了變化。其中，成本對產量、利潤的影響變化不大，對投資的影響變化有些大，不過影響程度的些許變化并未影響到系數方向，成本對產量、投資的影響仍為正，對利潤的影響為負；上網電價與煤炭價格指數作為兩個重要的解釋變量，對三個因變量的影響都未發生太大變化，兩種回歸結果均表明上網電價促進了產量、投資和利潤的增加，煤炭價格在促進投資增加的同時卻會引起產量與利潤的減少；各地生產總值與裝機容量的系數也未發生明顯的變化，對火電的運營狀況都起到一定程度的促進作用?？傊?，各系數的符號方向與未加工具變量之前的回歸結果一致，且顯著性水平均在5%以內，這就驗證了本文回歸結果的穩健性。因此，下文將綜合這兩次的回歸結果進行進一步分析。

3.進一步分析

根據模型的估計結果可以看出，上網電價對產量、投資和利潤有正向的影響，即上網電價的提高在一定程度上促進了產量、投資及利潤的增加。產量的增加來源于兩方面：一方面，源于上網電價增加所帶來的直接刺激的結果；另一方面，源于火電廠投資與利潤的增加所帶來的間接效應的結果。由于本文以上網電價來代表電力市場的改革狀況，因而可以得出，電力市場改革對火電發展起到了良好的作用，并進一步刺激了火電生產經營的積極性，為社會生產與生活提供了源源不竭的動力。但實際上，電廠特別是火電廠產量縮減的現象從2003年開始就小范圍出現，到2011年在全國范圍內爆發，形成嚴重的“電荒”，暴露了電廠消極怠工的實際狀態。理論上講，產量因價格的上升而增加，即便不增加也不會出現下降的情況。上網電價從2003—2012年調整頻率雖不是特別頻繁，但也未出現向下調整的情況。因此，單純的電力市場改革并不會使得電廠縮減產量，“電荒”局面的形成還應通過其他因素來解釋。

前文分析了電力市場改革對火電廠的影響，而煤炭市場改革的影響則需要借助煤炭價格指數得出。本文模型中煤炭價格指數對產量的影響為負，即煤炭價格的上漲導致產量的減少。正常情況下，當電廠成本上升時，由于受管制的上網電價不能及時調整，電廠只能將成本內部消化，但當成本上升太多太快而造成虧損時，電廠只能采取減產或不生產的方式來進行消極抵抗。由利潤模型中成本的系數也可以看出，成本的增加會造成利潤的減少。2004年下半年，煤炭市場平均每噸上漲近30元，2005年平均每噸又上漲了40元，在一年半的時間里漲幅達到55%。因此，大范圍“電荒”產生的直接原因就是煤炭價格上漲幅度超過了上網電價上升幅度，電廠無法承受過高的成本而不得不減少發電量，使得全國范圍內拉閘限電的省級電網不斷增加。煤電的“頂牛之勢”由煤炭價格指數與電力價格指數的趨勢圖也可以看出，如圖1所示。

圖1煤炭價格指數與電力價格指數變化趨勢

由圖1可以看出，2000年以來的煤炭價格指數與電力價格指數差距越來越大，煤炭價格的上漲幅度明顯超過了電力價格。因此，火電廠面臨巨大的成本壓力，利潤隨著成本的變動而變動，并一度達到虧損的局面，火電主營業務成本與利潤趨勢，如圖2所示。

圖2火電主營業務成本與利潤趨勢圖

圖2更明顯地表示出火電利潤變動與成本之間有很大的聯系。成本每一次大幅度的上升或下降都伴隨著利潤的大幅度下降或上升，特別是在2008—2009年，成本大幅度的上升導致利潤一度呈現負值，直到2012年以后情況才有所好轉。由于成本大部分來源于火電生產過程中所需的電煤成本，因此，電煤價格的變動在一定程度上主導了火電行業利潤的變動。

另外，雖然煤炭價格指數對產量、利潤的影響為負，但對投資的影響卻為正。正常情況下，成本越高越會影響此行業的投資，即煤炭價格越高投資越少，而煤炭價格卻與投資之間呈正向的關系，此結果看似比較矛盾，但經過更深入的分析，本文認為仍可理解。首先，由于電力行業作為重要的基礎性行業，政府不會因運營狀況不好而對其減少投資，同時煤炭價格的不斷增加自然使得價格與投資之間有一個正向的關系。其次，如前文所述，煤炭價格的上升造成利潤減少甚至虧損局面的出現，為了彌補相應的虧損、維持火電廠持續運行，政府或企業不得不追加投資，以保證基本的社會需求量。因此，煤炭價格的增加在減少產量與利潤的同時卻增加了投資。

綜合來看，雖然電力市場改革在一定程度上對火電產生了有益的影響，促進了其運營與發展，但由于煤炭市場中電煤價格的飆升，導致上網電價的上調抵不過煤炭價格的上漲，使得火電行業利潤下降，逼迫電廠不得不停機限電，造成較壞的影響。因此，在“市場煤”與“計劃電”機制共同的作用下，火電行業生存得并不輕松，其根本原因在于上、下游兩種不同的定價機制。

四、結論與政策建議

隨著需求的增加，以壟斷形式存在的電力行業暴露的問題也越來越多，為了提高電力行業經濟效率，打破壟斷，國家對電力市場和煤炭市場進行了市場化的改革?？傮w上看，煤炭市場改革比較徹底，而電力市場由于其產品的特殊性，改革過程相對緩慢，這就造成了“市場煤”與“計劃電”兩種不同的運行機制。在此狀況下，受影響最大的當屬以煤炭市場為上游、以電力市場為下游的火力發電行業。因此，火電行業的運營狀況直接反映了上、下游市場的改革成果。

本文從火電運營的角度出發，分析了煤炭市場與電力市場改革共同造成的影響，得出的主要結論有：電力市場的改革促進了火電行業的發展，使得投資、產量都有一定的增加，但由于煤炭市場的改革更徹底，煤炭價格的市場化抵消了上網電價小幅度上漲帶來的收益，總體而言使得火電利潤受損，行業整體積極性不高，甚至出現減產的局面。值得注意的是，煤炭價格對產量、利潤影響為負時卻對投資的影響為正，這也許與電力商品作為一種必需品有關，煤炭價格過高造成火電行業的消極怠工甚至減產，為了滿足社會對電力的基本需求，不得不進一步對其加大補貼或投資。另外，裝機容量、地區國內生產總值對產量、投資和利潤起到正向的影響。根據分析的結果，本文進一步提出相關的政策建議：

首先，推進電力價格市場化。電力價格市場化將會使上游煤炭價格造成的成本上升快速有效地傳遞到下游去。2013年國務院下發了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》規定，當電煤價格波動幅度超過5%時就以年度為周期調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比重由30%調整為10%，同時，完全取消電煤價格的“雙軌制”，煤電雙方自主協商確定價格使得電力價格的市場化又前進了一步。推進電力價格市場化，不僅需要對上游的上網電價實行完全的競價上網，還應促進下游批發與零售環節電價的放開，不僅能讓消費者感受到真實的用電成本，還能讓電廠通過價格的信號作用來獲知市場需求信息。不過，鑒于電力商品的特殊性，銷售電價的波動關系到生產與生活的方方面面，現階段完全放開銷售環節電價的可能性較小，下階段所能做的就是實現上網電價的完全市場化，降低發電門檻，鼓勵更多的資本進入發電源市場。

其次，促進煤電縱向一體化。本文所說的煤電縱向一體化，是基于競價上網下的煤電縱向一體化，針對的是單個發電企業或煤炭企業?？v向一體化后，企業的目標就是實現利潤最大化，電煤價格轉為中間投入品價格，使得外部成本內部化，可以徹底解決原料價格上漲的問題，同時還可以解決煤電與火電生產地區不對稱的問題，減少原料的運輸成本。綜合來看，縱向一體化帶來的交易成本的減少可以避免電煤供應不穩而帶來的損失。但應該注意的是，鼓勵煤電縱向一體化可能會導致發電企業壟斷地位的加強，排擠其他發電企業，從而抬高其產品價格。因此，實現煤炭價格縱向一體化的前提條件就是要有良好的市場環境及健全的市場運營機制。

再次，提高電力行業生產效率。提高電力行業生產效率，要推進火電行業的技術進步。技術進步有助于降低發電機組的單位煤耗和單位生產成本，提高煤炭利用率，緩解煤炭價格上漲下火電企業的經營壓力。推進火電企業的技術進步既要注重新技術的創新與引入，又要注重現有技術的擴散與轉移，同時還要淘汰落后的技術與機組，并努力降低生產與傳輸過程中產生的供電煤耗、線路損失等。提高電力行業生產效率要淘汰落后產能，對于一些單位煤耗較大、污染較嚴重的機組應及時關?；蛘D，由于小機組大多屬于地方發電企業，在整頓中政府地方保護主義可能會起阻礙作用，因而應謹防其發生，嚴格落實相應政策。提高行業效率要引入多元化的生產主體。我國國內目前的發電企業仍然是以五大發電集團為代表的央企和地方國有企業為主，民營、合資企業不多，公有產權的發電企業普遍存在著效率低下的問題，也在一定程度上導致發電側市場“競價上網”改革難于推進。因此，積極鼓勵民營及外資進入發電企業，使發電側市場主體多元化，能夠促進整體電力行業效率的提高。

最后，穩定電煤交易。由于煤炭產量的大部分都是用于電力生產，因此穩定電煤價格波動，規避市場風險可以大大減少火電廠交易成本，保證原料長期平穩的供應。在穩定價格方面，可以建立相應的電煤交易市場，通過雙方簽訂中長期合約以方便并穩定火電企業原材料的供應。另外，應促進煤炭期貨市場的建立，在煤炭期貨市場中，電力企業可以通過期權的買賣對電煤進行套期保值以規避風險，同時還可以根據發布的煤炭指數對電煤價格進行預測，為未來的生產做好充分的準備。政府應為市場的運行及中長期合約的執行創造良好的外部條件，在保證市場正常運行的基礎上，制定相應規則來削減負外部性，鼓勵煤電雙方誠信互利、共同發展。

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（責任編輯：徐雅雯）