电价扭曲是当前“电荒”根本原因 逐步提高电价是缓解“电荒”重要手段

今年以来，“电荒”时间提前，波及面广，对企业生产和居民生活均产生了一定影响。如不及时提高电价，随着夏季用电高峰的来临，电力供应短缺的局面将进一步恶化。

电价扭曲是当前“电荒”的根本原因

近期湖南、湖北、江西、浙江等十余省市出现了程度不同的电力短缺和拉闸限电。在用电淡季出现“电荒”的原因是多方面的。从电力需求看，今年以来用电负荷增长较快。一季度电力消费同比增长12.72%，较去年四季度加快7.3个百分点。从电力供应看，部分水电大省来水偏枯影响了水力发电的正常运转。一季度水力发电同比增长26%，剔除上年西南干旱造成的低基数影响后，实际仅增长8.2%。但是，在众多因素中电价扭曲是当前“电荒”的根本原因。

首先，低电价导致发电企业亏损面扩大，设备利用率降低。在电价严格管制并总体保持稳定的情况下，年初以来煤炭和原油价格大幅上涨，发电企业亏损面扩大。今年3月份，电力行业亏损企业2775家，亏损面由去年11月份的25.7%提高到40.3%。其中，568家火力发电企业出现亏损，亏损面由2009年12月份的33.8%提升至48.5%。总体看，电力行业盈利状况处于近五年来的最低点。多数电力企业面临“发电越多亏损越多”的困境，生产积极性下降，设备利用率处于较低水平。今年一季度，发电设备平均利用1135小时，比电力需求旺盛的2006年同期低116小时。其中火力发电利用1292小时，也显著低于2006年的水平。

其次，低电价助长高耗能行业快速扩张。在一季度用电负荷增长中，工业用电贡献了8.79个百分点，占全部用电增长的70%以上。其中，钢铁、建材、化工、机械、有色等重化工行业对全社会用电量增长贡献了7.3个百分点，占全部用电增长的57%。重化工业用电快速扩张，除了“十二五”初期大量投资项目开工建设外，长期低电价实际上形成了对高耗能行业的补贴，助长了这些行业的过度扩张和电力需求的快速增长。以化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业和有色金属冶炼及压延加工业为例，四个行业用电总量占全社会用电量的比例，从2001年的27.3%攀升至2009年的31.4%。

第三，低电价导致电力投资不足。低电价对电力行业盈利能力的损害，直接影响到投资积极性和发电能力的合理增长。2008年以来，发电能力的增速已连续三年维持在10%左右的较低水平，其中火力发电能力增速仅8%左右。2010年电力行业完成投资11869亿元，同比增长7.1%，其中火力装机容量同比增长8.5%，增幅低于高峰年份2006年15个百分点。剔除金融危机的影响后，近五年来电力消费平均增速达到13%以上。电源建设投资不足，难以适应电力需求的快速增长，供求缺口不断加大。考虑到电源建设周期较长，目前已出现的“电荒”局面将延续较长时期。

逐步提高电价是缓解“电荒”的重要手段

随着三季度工业、服务业和居民用电高峰的来到，全社会电力消费将比目前增长15%-20%，超过1.3万亿千瓦时。在电力价格持续扭曲、发电企业亏损状况不能及时改善、水力发电的来水状况不佳的情况下，电力供求矛盾将进一步突出，并对国民经济正常运行产生不利影响。为有效缓解电力供应紧张局面，逐步提高电价，增强发电企业积极性，已成为当务之急。

据2007年投入产出表测算，在电力行业的能源成本中，煤炭占2/3，成品油占约1/3;在全部外购成本中，两者分别占30%和15%。利用投入产出价格影响模型测算，在煤炭和成品油价格分别上涨10%的情况下，考虑直接影响和间接影响两个方面，电价需分别提高1.8%和1%，才能完全转嫁能源成本上涨的压力。2007年以来，煤炭和成品油价格分别累计上涨65%和34%，电力价格需要提高接近15%。仅考虑煤炭和成品油价格上涨对电力行业的直接影响，电价上调幅度需要超过8%。但2007年以来电价上涨幅度仅为2%，与前述两种情况的合理上涨幅度之间分别形成12%和6%的电价缺口。

能源价格上涨直接传导形成的6%的电价缺口，将导致电力企业毛利率出现负值，是影响当前发电企业积极性最为突出的问题。因此，设定6%为近期电力价格调整的合理水平，具有现实的紧迫性。在此基础上，能源价格上涨的间接影响所叠加的另外6%的涨幅，则对电力企业中长期电源建设积极性产生影响，应成为中长期电力价格调整目标的参考水平。考虑到当前通胀压力较大等现实约束和居民、企业的承受能力，建议将年内电价调升的目标定为5%，并将今后两年电价调升目标设定为10%。在煤炭和成品油价格大幅提升的背景下，上述目标还应酌情适当上调。

为赢得更多时间应对夏季用电高峰的到来，建议尽快开展调价工作。在对“电荒”的担忧不断扩散和用电高峰即将到来之时调价，可以较好地被电力用户接受，也向社会传达明确的电价上调信号，鼓励各方面提前作出节约用电准备。7月份开始，可以根据电力短缺程度的变化，适当加大调价幅度和频率，争取在三季度完成主要的调价目标。

从顺利推进调价措施的现实需要看，居民电价以目前已被多数地区广为采用的阶梯电价为主。在居民基本用电价格总体不变的基础上，进一步细分用电量级别，适度提高超量用电的电价水平，从而在保障低收入群体基本用电消费的同时，增加高用电居民户的电力消费成本，促进节约用电。工业电价上调应在已经形成的差别电价格局基础上，以基准电价的系统调升为主要方式，不宜叠加新的差别电价政策，避免对不同行业电力成本的人为干扰，加大调价政策实施难度。

不宜高估电价调升对当前通胀的影响

按照10%的电价上调幅度测算，CPI将因此上涨0.8个百分点。其中，直接影响0.25个百分点，间接影响0.52个百分点。与食品和居住价格变化的影响相比，电价调升的影响并不显著，应在居民可接受范围内。下半年，CPI涨幅因翘尾因素回落而逐步降低，也为电价上调创造了较好环境。另外，从居民应对成品油价格上涨的经验看，居民对油价调整开始形成稳定预期，承受能力因此有所提高，同时高油价对节约用油和乘用车出行强度的积极影响也开始显现。比较而言，目前城镇居民家庭平均月电费支出100元左右，而成品油的平均支出已超过400元。以每年5%的幅度提高居民电价，其实际影响明显小于过去两年成品油价格上涨的影响。

工业生产和生产资料价格指数(PPI)受此次电价调升的影响更加突出。如果电价上涨10%，PPI将因此提高1.8个百分点。其中，直接影响0.8个百分点，间接影响1个百分点。分行业看，电价上涨冲击较大的领域集中在采掘、石化、建材、钢铁和有色等高耗能行业。需要指出的是，长期扭曲的低电价助长了高耗电行业的过度消费，不仅加大了节能减排目标实现的难度，也成为产业结构调整升级的重要障碍。电价上涨尽管短期内对工业生产和PPI上涨会形成冲击，但比拉闸限电更符合市场规律，也有助于将应对短期“电荒”和中长期结构调整升级有效结合起来。

在短期内合理上调电价的同时，要积极推进中长期电价形成机制改革，加快推进“煤电联动”政策创新，探索建立电力企业盈亏调节基金。由于煤炭的市场化程度较高，加之金融资本参与，价格波动幅大，实施完全的煤电联动政策并不现实。建议在当前电荒形势日益严峻、电价调整难以快速到位的背景下，由政府和电网共同出资设立电力企业盈亏调节基金，短期内通过补贴鼓励发电企业多发电，然后逐步规范和完善长期性制度建设，在煤炭价格波动和电力稳定生产之间构建一道高效的风险防控屏障。此外，电力供求的区域性失衡和重要输电通道建设滞后，对当前电力短缺的影响突出。建议加快蒙西、陇东等主要电源地电力外送通道的建设，合理布局电网投资，加快智能电网的建设步伐，增强电力跨地区的配送能力，在更大范围内有效配置利用电力资源。