带引号的“电荒”

　　迎峰度夏期间，浙江遭遇了7年来最严重的缺电；江苏用电缺口超15%，最大缺口超过1000万千瓦；广东最大电力缺口达到400万千瓦。全国出现了3000万千瓦左右的用电缺口。

　　以处于我国能源输送末端的湖南为例。5月上旬用电最为紧张时，全省需求为1650万千瓦，而实际负荷只有1000万千瓦，单日最大限电达30%。省经信委主任谢超英对《瞭望》新闻周刊记者表示，以往是“季节性缺电”，现在是“全年性缺电”。

　　事实上，冬季的形势依然严峻。国家电监会新闻发言人谭荣尧表示，今冬明春全国最大电力缺口约2600万千瓦，其中既缺煤又缺水的南方和华中地区用电矛盾最为突出。

　　据电监会的统计数据，今年以来，共有17个省份采取了拉限电和错避峰的措施。大部分地区电力供应偏紧，部分地区缺电严重。中国电力企业联合会专职副理事长魏昭峰预判，2013年电力缺口将达7000万千瓦。

　　如果从标志我国电力工业全面进入市场化改革的2002年为坐标来看，这一年的2月，国务院下发了《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发［2002］5号文件)，这一年我国的电力装机容量近3.6亿千瓦；时过8年，2010年我国的电力装机容量已经历史性地跨越至9亿千瓦，但却未能根本上改观中国缺电的状况，同样未能从根本上改观的是电力体制的改革。

　　不同的是，统计数据显示，上半年全国火力发电利用小时只有5200小时，未达到5500小时的设计水平。如果说之前长期存在的是由于装机容量不足的硬缺电；当前面临的则是在电力装机充裕的情况下，带引号的“电荒”。

　　作为煤炭匮乏省份，湖南每年需要电煤3800万吨,其中，60%需从山西、河南、贵州等省调入。今年，由于这些省份自身也缺电，减少甚至中断了对湖南电煤的供应。为了弥补陆路运输不足，拓展电煤来源，从去年下半年开始，湖南大量从海路调煤。

　　先从秦皇岛港用海船运至长江口，换小船逆长江上运至洞庭湖，换更小的船沿湘江逆流而上，再由汽车转运送至电厂。经过行程近4000公里的“海进江”，抵达湖南时煤价高达每吨1200元，光运费就占去成本的2/3。这一过程需要25天左右，在当地于是有了“八千里路云和月，二十五天海进江”的说法。

　　无奈的“海进江”，表面是电煤的金贵，折射的是电力体制的不畅。“多年累积的煤电矛盾在今年有趋于恶化之势”，采访中，《瞭望》新闻周刊记者多次听到如此的反映。

　　电煤价涨，只是当前电力困境循环链条的一环，往前看是电价改革滞后，向后看的结果是电企亏损。对五大发电企业火电业务严重亏损，谭荣尧认为，“最关键的是要推进电价改革，发挥电价的经济杠杆作用。”

　　2002年出台的国务院 “5号文件”启动实施了以厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网为主要改革任务的电力体制改革。同年，实现了发电厂与电网的分开，形成了五大发电企业和两大电网的格局。但如今，8年过去了，后两项却没有得到强有力的推进。

　　“多年的改革后仍旧未能走出计划电的牢笼”，国务院研究室综合司副司长范必在接受本刊记者采访时表示。

　　按照2002年的电力体制改革方案，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。但现实是，只在发电环节打破了垄断，与国务院确定的电力市场化改革目标还有很大差距。“特别是在输配环节还没有摆脱计划体制的束缚”，范必认为。

　　进一步来看，“由于还没实现输配分开，输配环节还没有做到独立核算，也没有独立的输配电价，严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置”，范必指出。

　　这在中国电力国际有限公司高级经济师王冬容看来，是中国电力工业在政府的宏观调控和微观管理之间，在计划手段和市场手段之间，在对电力工业及其上下游之间的管理上，出现了制度的纠结，阻碍了发展的协调和可持续性。而这种制度纠结首先表现在对电价管制上。突出的表现是8年多来我国电价管制模式始终没有大的变化，上网电价和销售电价仍然都被严格管制。现实的电价形成机制成了“管住两头，中间不管”。

　　由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，依照“成本加合理利润”的原则由政府部门行政审批决定，“两头被堵死”，范必认为，“所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。”

　　研究人士分析指出，上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损；如果电力需求下降、电煤价格下跌，电力企业受制于政府电力定价的束缚，也不可能主动面对市场，实行打折促销等经营策略。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。

　　中国华电集团公司政策与法律部主任陈宗法认为，按照2003年5月，国家发改委出台的《电力厂网价格分离实施办法》规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。

　　发电量按计划分配是“计划电”的又一突出表现。“我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平，只要机组在电力调度机构有户头，就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数”。采访中，记者屡次听到大型发电企业抱怨。

　　在范必看来，人为设定的发电量计划既不反映供求关系，也无科学依据。即使按计划经济的标准，这样分配也是不合格的。计划经济时期国家做计划、定指标要经过“几上几下”、“综合平衡”，上下级、相关部门都认同才最后敲定，这是基本原则。更何况经过计划体制改革，国家取消了大部分指令性计划，计划的定位总体上是指导性的，而不是指令性的，这是市场化改革的重要成果。“目前，国务院主管部门并没有下达发电量计划，各地自行出台的发电量计划指标应当取消。”范必说。

　　另一方面，在实际执行中，发电量按计划内电量与计划外电量被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。在范必看来，今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

　　电力交易 “统购统销”是“计划电”的又一表现。发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。采访中，发电企业工作人员向本刊记者表示。

　　据本刊了解，在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.3～0.4元/千瓦时，以东部地区为例，工业企业实际用电成本可以达到0.7～0.9元/千瓦时，商业企业大都超过1元/千瓦时，甚至更高。范必说，出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价。正是由于电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。