非典型电荒叩问电改新思路

　　既有眼前的能源危机干扰，也有未来的资源环境制约，在国际化市场化的大背景下，现行电力体制目前表现出的应变能力实在是很勉强。遵循电力行业的规律，通盘考虑其上下游之间的利益关系，制定相关规划，理顺价格关系，是当前电力改革的迫切任务。

　　今年年初的冰雪灾害和北京奥运会期间，我国众多省份一度出现“电荒”。然而，与1988年、2002年缘于发电规模不足的两次“电荒”不同，这次是外部原因导致的“非典型电荒”，主要表现为无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的发电机组停机，即由“煤荒”引发的“电荒”。它表明，在原有问题还未得到有效解决的情况下，我国电力危机的表现更加复杂和广泛——从电力内部扩展到产业链上游，从单一的电力供给问题演化为能源问题。

　　参加日前于北京举行的“电力安全供应与可持续发展研讨会”的专家们认为，出现上述问题的根本原因在于，近年来我国发电规模增长的速度非常快，已经有效解决了电力短缺的问题。但输配电环节和电力行业的上下游关联问题依然没有解决，成为导致新形式的“非典型电荒”的罪魁祸首。也就是说，改革的不彻底和不配套是导致电力危机加深和范围扩大的直接原因。

　　由于上网电价不能和煤炭价格上涨进行联动，导致发电企业大面积严重亏损。今年1月至9月份，中国五大电力公司亏损167亿元，这对于电力的持续供应显然是一个极大的隐患。所以前段时间，国家对电价作了一定调整。

　　中国华能集团公司技术经济研究院院长谢进分析认为，在产业间的关联度很高的情况下，改革必须要配套。现在的问题是，定价不规范，价格结构非常复杂，调价没有形成常态机制，上下游产业价格严重扭曲。价格不能反映资源稀缺程度，不能反映环保成本与市场的供需关系。我们国家的燃料价格基本上跟国际接轨，但是上网价格和销售电价比国际上低得多。居民用电价格很低，OECD(经合组织)国家居民平均用电价格水平是我们的1.4倍。

　　谢进对价格改革提出了几点建议：首先要区分基础定价和正常调价机制。基础电价主要反映资源的稀缺和环境成本，当然也要适当考虑建设成本。调价必须要反映当期的市场供需关系。建议煤价、电价和CPI进行挂钩调整。其次，把电价改革纳入到整个能源价格体系改革中，同网、同时、同类的上网电价和销售电价要实行同价。

　　长沙理工大学管理学院院长叶泽教授认为，目前不是电价上调多少的问题，而是电力企业效率过低。现在一方面是发电企业亏损，一方面电力企业的发电产能利用度只有3000多小时，离饱和的8700多小时相差甚远，相当于只有百分之三四十的时间在挣钱，大多数时间闲置，自然赚不到钱。

　　叶泽认为，由于目前没有对电力企业的有效资产进行监管，电力企业发生的全部固定资产都要通过价格回收和补偿。同时，电力系统的多种经营和辅业有太多的从业人员，而且还在不断扩充，他们还要与主业平衡工资待遇，从而诱导主业形成投资过剩和设备资产更新过快等结果，产生更大的电力企业生产经营成本。

　　中国电力发展促进会秘书长姜绍俊也持类似看法。他认为，要分离电价中那些与电力生产供应销售无关的成分，分别进行核算，使电力价格能真正反映电力商品的价值。

　　当然，由于规模经济和范围经济的存在，电力市场结构普遍呈现垄断竞争甚至寡头竞争的结构，导致市场成交价格普遍大于边际成本；目前的市场竞争结构只是部分的，在发电环节是竞争的，但是在输配和供电环节依然是垄断的，这也是导致电价水平不合理的深层次原因。

　　要彻底解决上述问题，显然是一个系统工程。国家电监局研究室的吴疆指出，电力应该超前发展，电力安全发展是经济发展与洁净发展的前提，电力供给的成本代价以及危机波动必须由生产者与消费者共同承担(前提是责任差异化和信息透明化)。电力行业的问题已经不是本身的问题，而是国家能源安全问题，其解决需要超越电力(以及煤炭)行业的综合性应对。但是，我国电力行业一直缺乏有效、有约束力的规划，现在是正视这一问题的时候了。