“电荒”推动电力产业链机制改革探寻步伐

自2004年我国首次出现“用电荒”以来，电荒正逐步从季节性缺电演变为常态化缺电，并从东部沿海经济发达省份，扩散到中西部经济落后地区……频繁上演的“电荒”悲剧，也对我国经济发展方式和资源价格体系提出了要求。

“电荒”接踵而至

4月份、5月份是传统的用电淡季，然而从今年3月份开始，“电荒”已经席卷了大半个中国。先是湖南、安徽、重庆等地相继拉闸限电，紧接着浙江、广东、湖南、江西、贵州等地实行错峰用电。目前，无论是中西部青海、湖北、湖南等传统缺煤省份，还是山西、陕西、河南等产煤大省都已出现断电。

如目前浙江省的供电形势十分严峻，第二季度该省最大用电缺口超过400万千瓦；被限制用电的企业达到50多万户次。该省还出台了严格的用电方案，企业按照“开三限一”、“每周停二”的模式生产，开工率严重受损。湖南作为今年受“电荒”影响最严重的中部省份之一，电网最大限电负荷达到570万千瓦，占全省实际用电需求的33.7%。据中国南车公司一位负责人透露，目前该集团位于湖南省内的、效益不佳、耗电大的工厂都已停工。

广东省也未能幸免。据悉，目前该省电力缺口已达200万千瓦。为合理安排有限的资源，各级政府、供电局根据缺口与企业协商，采取错峰用电措施，企业开工率明显不足。3月份以来，深圳划片限电，对制造企业每周限电3天，受此影响，产能减少15%~20%，到期不能交货企业还要承担违约责任。面对新的订单，企业不敢轻易接单。

目前，我国已经进入传统的迎峰度夏高峰期。据国家电网预测，华北、华中、华东地区的多数省市电网电力供需形势不容乐观，预计最大电力缺口达3000万千瓦，相当于两个安徽省或3个重庆市的发电总量。如果电煤供应形势得不到有效缓解、气候持续高温不见好转，电力缺口很可能超过4000万千瓦，其中华北可能由600万千瓦扩大到800万千瓦。

这场“电荒”最终在什么时候探底，现在还不得而知。有专家表示，即便到了2012年，电力供需矛盾仍然不会明显好转，在省级电网中，京津唐等11个地区供电将日趋紧张。2013年，如果特高压等跨区电网建设项目和配套电源项目的核准和建设能够顺利推进，全国电力供需形势将有所缓解，国家电网服务范围内电力紧张情况也会基本解决，否则“电荒”仍难以避免。

双轨制导致火电出力不积极

与用电需求形成鲜明对比的另一番景象是，电力企业并没有开足马力增加生产和供应，而是悄然关闭了各自的火电机组，任由来势汹汹的“电荒”在全国大地继续蔓延，这在市场经济充分发展的今天看起来不可思议。

以湖南为例，该省1417万千瓦统调火电机组中，目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，相当一部分火电机组处于检修状态；在河南，超过5000万千瓦的火电机组中，有1200多万千瓦的机组处在检修状态。从全国来看，中电联数据显示，今年4月底全国火电装机容量达到71721万千瓦，今年前4个月中有40%的时间未被正常利用，据此测算，全国可能有2.8亿千瓦火电设备处于闲置状态。其实即便算上10%～20%的机组检修时间，也有7000万千瓦到1.4亿千瓦火力发电机组处于非正常闲置状态。

为什么电力企业宁愿发电机组处于检修状态，也不愿意增加电力供应来消除到处肆虐的“电荒”呢？国网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国一语中的：“从全国来说，电力供需是平衡的，而且发电装机还略高于正常需求，市场煤计划电使发电企业缺乏生产积极性”。因此，与其说“电荒”源自发电装机容量闲置，不如说是市场与计划相互冲突的煤电价格体制已经不能反映真实需求。

长期以来，火力发电在我国电力供应结构中占比高达80%以上，是绝对的供电“主力军”。由于发电过度依赖煤炭，国家对煤炭实行合同煤价的半管制体系，即每年国家发改委组织电企和煤企进行一次电煤供需合同谈判，电力企业可以与煤炭供应企业签署一定比例的电煤供应合同，合同煤价受到相关部门的指导，往往大大低于市场价格。按照相关部门的估计，目前的合同电煤保障率约在40％左右。在额定的电煤指标外，电企要按照市场价格采购电煤作补充。由于市场煤价较高，煤炭企业往往不愿意或者推迟供应合同电煤，却把大量的煤炭推向市场，遵循价高者得的基本原则。而电价受政府管制，不能同步作出调整，致使电价长期滞后于煤价。数据显示，2010年以来，电煤合同价格同比上涨达30%，而最近一次大范围调整电价是在2009年。国际煤炭价格也大幅上涨，自2003年以来，5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，而同期政府4次提高了电价，但整体涨幅仅为32%。市场上电煤价格连续攀升，作为产品的电价却没有同步上涨，导致火电企业大面积亏损。2010年全国有超过43%的火电厂亏损，今年第一季度五大发电集团的损失已达到26亿元。于是，在管制电价不见任何松动、煤电价格倒挂日益严重背景下，越来越多的发电企业为了减少损失，跳出“发电越多，亏损越大”的怪圈，纷纷加入到降低负荷，减少发电量的怠工阵营。

“电荒”揭示产业升级力度不足

日本福岛核泄漏终结了核电项目“大干快上”的时代，长江中下游历史上罕见的干旱让饱受争议的水电工程再起波澜。因此，在相当长的时期，火电仍将是我国最主要的供电来源。于是，社会舆论一度将矛头指向煤炭企业，讨伐之声也从上世纪末期开始此起彼伏。但是，从根本上摆脱“电荒”的影响，症结不在“市场煤”，出路在“管制电”。经验表明，只有让市场机制在电力行业上、中、下游同等程度地发挥作用，让市场调节贯穿整个产业链条的始终，一揽子解决煤炭企业、发电企业、电网企业以及终端工业用户和居民消费用电的市场化脱节问题，才能根除电力市场的痼疾，进而保证电力市场的健康发展。

从国外相关经验来看，能源价格的长期非市场化定价，不利于企业控制成本，助长了粗放式经济发展方式对资源无限制索取倾向，最终导致资源浪费，财政不堪重负。近年来的实践表明，即使简单的煤电联动体制虽然可以暂时把煤炭成本“顺”出去，但也不利于发电企业加强管理与核算，相反，还会让电企把煤炭价格上涨作为抱怨和怠工的理由，形成向上游推卸责任的“懒政”思维。因此，加快煤电价格的市场化改革，应尽快建立反映资源稀缺程度和市场供求关系的价格体系，择机实施阶梯电价，通过电力企业与终端用户见面协商并确定价格，保证电力体系良性运作。

放开电价的初始阶段，发电企业会根据成本利润核算调高电价，给宏观经济带来一定冲击。但从长远看，在竞争机制的约束下，发电企业会自觉提高日常管理，控制经营成本，使电价处于一个合理区位。

另外，频繁出现的“电荒”还警示我们，工业用电长期居高不下和工业经济“以重为主”也是造成电荒的重要原因之一。国家能源局数据显示，第一季度我国全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时，同比增长12.7%。第一季度，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计3512亿千瓦时，占全社会用电量的比重为32.2%。因此，电价适度上扬，有利于提高终端用户的节能降耗意识，淘汰落后产能，避免电力资源被无度消耗，催逼产业转型升级，为新能源发展拓宽市场空间。各级政府和部门应加快推进经济转型升级，对于尚在老路上行走的“两高”企业，及早关停并转。与此同时，运用各种技术手段，促进企业节能降耗，让绿色增长“跑”过用电增长。