新“电荒”需“新药”医-北极星电网在线

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电力是现代社会经济的命脉，随着我国经济发展与社会进步，电荒所造成的经济损失与社会影响也呈几何级数上升，因此中国政府、行业与社会对于电荒的重视程度不断提高，但在不同时期针对不同情况应采取不同措施。

不同电荒，用“药”不同

上世纪80年代发生的第一种电荒，主要原因是长期计划经济体制下独家办电，导致投资匮乏供给滞后。因此采取吸引多元投资的对策，一是通过“集资办电”打破独家办电的垄断格局;二是在财政拨款退出，企业没有积累，外资规模有限的情况下，通过“两分钱”电力建设基金的形式，像“药引子”一样借助广大电力消费者的力量而扭转电力投资困局。

募集到的大量电力投资极大地活跃了电力市场，陆续出现中央、地方、外资等形式的电力投资公司数十家，为电力市场化改革奠定基础;需要注意的是它还有效推进了电力建设进程，1995年全国发电装机容量、发电量分别是1978年的3.8倍与3.9倍，有效解决了此前连续18年的全国性电荒问题。

新世纪初出现第二种电荒的主要原因是项目审批制度无法实现科学决策，亚洲金融危机之后“三年不建新电厂”等政策导致发电装机严重不足。因此采取放松审批管制的对策，放松管制，默许地方各显其能兴建发电项目，至今全国各类“违规”电厂仍有大约6000万千瓦;建立有效的电力投资收益机制，通过实施“厂网分开”等市场化改革进一步鼓励竞争提高效率。

迅速增加的发电装机量，有力地结束了电荒局面，2002年到2007年短短5年间全国发电装机容量增加了3.6亿千瓦，实现了“倍增”;出现了众多大型电力投资集团，随着现代企业制度的建设，电力行业市场化的融资体制、渠道、手段日益成熟;市场竞争格局形成，显著提高了发电企业的效率，煤耗率、建设造价等指标。

对症下“药”

2008年以来我国出现的第三种电荒，根本原因是煤炭等上游燃料价格持续上涨而电价却被人为压制，造成发电企业运营与投资的能力下降，目前对于第三种电荒还没有找到真正有效而可行的对策。

建国以来，中国电煤的总体走势是：价格不断上涨，政府逐步失控。在本轮电荒中政府有关部门虽然已经采取了价格封顶、涨幅限定、约谈煤企等多种临时性的价格干预措施，但收效甚微。

煤价格失控，是我国能源领域市场化国际化发展的必然。政府直接控制煤炭产能、预期杜绝中间加价，在市场化国际化的大背景下，也几乎成为不可能完成的任务。

在无法再严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下，“煤电联动”的尝试也未成功。煤电联动政策由于在执行中没有实现及时化与自动化，使电力企业在经受上游燃料涨价压力之余，政策的难以预期更额外增加了企业经营与财务管理的困难与混乱，进一步损害了电力企业的运营与投资能力。至今，这种政策执行方式所造成的损害程度，已非小幅补偿所能填补，据来自发电企业一方的测算，几年来所被“拖欠”的煤电联动电价涨幅已经积累到每度电0.04元以上。

纵向一体化煤电联营这类对策，在现行电价机制不改变的情况下，都无法从根本上解决本轮电荒的困境、有效保障电煤供应，例如目前很多坑口电厂由于上网电价过低亏损反而最严重，已经无电可送。

若想彻底根治中国式电荒，还必须在更加宏观的层面上深化政府体制改革，提高公共治理水平，丰富宏观调控手段，加强专业监管能力，优化公共产品供给，增强社会管理能力，最终在能源资源领域形成“高税收—高电价—高补贴—强监管”的新型的公共管理体系。

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