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带引号的“电荒”

消除“电荒”，解决“市场煤、计划电”顽疾，唯有深化改革电价形成机制

今年部分地区的缺电来得有些频繁而持久。

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”。

电改8年后的“计划电”

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。”

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