“软短缺”的“淡季电荒”拷问中国电力体制

江苏天一智能设备有限公司  严循东

2011年6月6日

伴随夏季用电高峰逐步临近，此起彼伏的“电荒”现象更趋严重。有点突然，也有点奇怪，用电淡季竟出现了“电荒”。

既是用电淡季，咋又会出现电荒呢？追根寻源，无非是供给需求出了问题。除去个别地区，本轮“电荒”显著带有“软短缺”特征，也就是说，这种短缺并非由于电力投资或装机容量不足所致，其主要成因实则在于煤炭生产、铁路运输、输配电网等配套不足，而且这种不足同样并非硬件不足，而是由于制度摩擦导致系统运转阻滞。

截至2010年末，我国发电装机容量已经达到了9.62亿千瓦，较2005年时水平几乎翻番，不过与此同时，这种生产能力大幅提升并未相应转化为实际产出同比上升。2010年，全国火电设备利用小时数降至历史低位5031小时，明显低于2004年时的5991小时，某些省份甚至出现一半以上火电设备停机检修。

透过现象看本质。我国独特的投融资体制决定了硬件约束很容易成为被率先突破的薄弱环节，很多时候，既深且广的投资依赖症甚至使得产能不足动辄矫枉过正至产能过剩。因此，即便仅凭一般规律推断，硬件不足也不可能构成电力供应的长期制约，真正的原因恐怕是电力体制长期存在的制度不兼容。

这种不兼容已经反映在电力生产、配送、销售各个环节，其中最突出的一条，即在于电、煤价格一头封死、一头有限放开所引起的产业上、下游之间难以调和的利益冲突。其结果是：只要煤炭价格上涨，煤炭企业就会倾向选择毁约，反之，发电企业则会倾向选择违约。循环往复，以至电、煤企业签订的中长期供货协议中实质性条款越来越少，任何一方违约的成本越来越低，发电企业越来越频繁地或被动、或主动地“检修设备”。“煤电联动”也就只能是一厢情愿。

需要指出的是，从长期来看，解决电、煤企业利益冲突的根本出路在于建立完善高度市场化的资源价格形成机制。但从短期来看，“市场化”经常被简单粗暴地理解为涨价了事，而这，起码在诸多重大体制性障碍犹存的现阶段，无论其有效性还是公平性都是值得怀疑的。

中国电力体制，简单说来，分为煤、电、网几大块，而几大块之间，互相分割，搅和不在一起，遇到利益冲突，就难以协调，就会出问题。

先说煤电关系。以占我国电力供应70%的火电为例，要想火力发电，就离不开烧煤。煤价怎么计算呢？按市场价格计算。煤价既然涨了，按理说，电价也得跟着涨吧。然而不然，中国目前的电力体制，一大特色叫“市场煤，计划电”，也就是说，煤价涨不涨政府管不着，也管不了，但是，电却是由国家计划死死管住的，煤电联动总是联不起来。上游原料涨了，电价却不让涨，发电企业可不就得做亏本买卖吗？

事实正是如此。国家统计局前不久公布，今年一季度，我国电力行业已经出现全面亏损！今年前两个月，电力行业利润下降61%！其中规模以上电力企业亏损面高达41%！

说完煤与电，再说电与网。发电企业发出电以后，得先卖给电网，再由电网出售给消费者。这固然有技术方面的原因，但更主要是体制原因。哪怕目前发电企业可以通过信息技术将电力直接供应给消费者，也不行，就得先卖给电网。发电企业的“上网价”与用户所支付的“销售价”之间，就是电网所获取的旱涝保收的利润。

电、煤企业的利益纠葛完全可以通过制度调适予以理顺，可行的方案包括：一方面，可以通过逐步消除电网、铁路垄断收益，以及引入多元投资，倒逼发电企业提高效率等方式消化部分租金损耗；另一方面，由于目前煤炭价格波动主要源自需求变化（而非开采成本变化），只要打破目前并无必要的电力、煤炭条块分割，推动电、煤企业相互投资形成纵向一体化，并且辅以电、煤统筹的规制政策，愈演愈烈的电力“软短缺”起码可以在不增加社会总支出的条件下获得相对长期、稳定的改善。