主题：《瞭望》文章：带引号的“电荒”

《瞭望》文章：带引号的“电荒”
2011年11月26日 20:26 来源： 《瞭望》

　　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。”

　　研究人士分析指出，上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损；如果电力需求下降、电煤价格下跌，电力企业受制于政府电力定价的束缚，也不可能主动面对市场，实行打折促销等经营策略。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。

　　中国华电集团公司政策与法律部主任陈宗法认为，按照2003年5月，国家发改委出台的《电力厂网价格分离实施办法》规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。

　　发电量按计划分配是“计划电”的又一突出表现。“我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平，只要机组在电力调度机构有‘户头’，就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数”。采访中，记者屡次听到大型发电企业抱怨。

　　在范必看来，人为设定的发电量计划既不反映供求关系，也无科学依据。即使按计划经济的标准，这样分配也是不合格的。计划经济时期国家做计划、定指标要经过“几上几下”、“综合平衡”，上下级、相关部门都认同才最后敲定，这是基本原则。更何况经过计划体制改革，国家取消了大部分指令性计划，计划的定位总体上是指导性的，而不是指令性的，这是市场化改革的重要成果。“目前，国务院主管部门并没有下达发电量计划，各地自行出台的发电量计划指标应当取消。”范必说。

　　另一方面，在实际执行中，发电量按计划内电量与计划外电量被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。在范必看来，今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

　　电力交易 “统购统销”是“计划电”的又一表现。发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。采访中，发电企业工作人员向本刊记者表示。

　　据本刊了解，在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.3～0.4元/千瓦时，以东部地区为例，工业企业实际用电成本可以达到0.7～0.9元/千瓦时，商业企业大都超过1元/千瓦时，甚至更高。范必说，出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价。正是由于电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。



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电和煤的“双轨制”故事

　　电企、煤企伴随中国电力体制改革一路上扮演的角色，在陈宗法眼中经历了“盈亏大反转、冰火两重天”。

　　2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处于供过于求的状态，国家每年召开一次煤炭订货会，会上国家定好煤炭价格，分配好运力，煤、电企业再去衔接量的问题。在这种计划模式下，煤炭行业长期亏损。上世纪90年代中期，中央统配煤炭企业亏损80多亿元，中央财政补贴了60亿元。不堪重负的中央政府，向地方下放煤炭企业。时至2000年，煤炭行业还是全行业亏损。而同期的电力企业却是“电机一响，黄金万两”。

　　逆转发生在2002年以来，国家逐步放开煤炭价格；2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。由于经济的快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升，煤炭企业迅速“脱贫致富”。再加上上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式，还推出了标杆电价，火电企业逐步进入“亏损时代”。

　　2010年，五大发电企业运营的下属436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008～2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1～7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。由于电煤价格难以消化，火力发电企业是发电越多，亏损越多。

　　陈宗法透露，五大企业成立时，平均资产负债率已超过65%。2003年以来持续攀升，特别是2008年巨亏，负债率陡增4～5个百分点，到2009年达到高峰，近两年五大发电企业都在85%上下徘徊，个别较高的接近88%。电改后8年多时间里，共增加负债率20多个百分点。

　　为了疏导煤电价格矛盾，近年来国家层面多次实行了煤电联动。按照规定，联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。在现实生产中，通过联动调高电价后，随之而来的是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，国家再次调高电价。轮番涨价令下游工商企业承担了更大的用电成本。而由于联动方案在设计时就没有充分反映煤价上涨的全部成本，多次联动后，让发电方再消化30%的成本，已经没有多少空间了。因此，范必认为，煤电联动可以在短时间内缓解发电企业亏损的压力，但无法使它们真正摆脱困境。

　　另一方面，“作为央企的五大发电企业，销售端面对的是电网企业‘独此一家’的垄断体制和地方政府‘分灶吃饭’的财政体制，受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施（如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等），执行中经常被打折扣，有的落实不及时，陈宗法指出。

　　事实上，近年来，国家电监会通过重点检查和抽查，的确发现一些省份经常违反国家电价、电费结算政策，如用行政手段强制降低上网电价、通过出台峰谷分时电价变相降低上网电价、不严格执行脱硫电价政策等，给发电企业每年带来数亿元的经济损失。

　　从深层次来看，大唐集团湖南分公司总经理魏远对本刊记者表示，秦皇岛港存煤长期稳定在720万吨至750万吨，广东、广西等沿海港口存煤也都充裕，在“电荒”严峻的情况下，火电企业开机却远远不足，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。“今年以来一些省份出现“电荒”问题，究其原因并不是缺煤，也不是缺电，而是缺市场机制”。

　　发电企业与电网对接的“双轨制”更加剧了这一矛盾。由于发电量的计划内和计划外之分，超计划发电部分电网要降价收购，后果是电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。于是就出现了消极怠工的现象。一家电厂厂长告诉本刊记者，电厂连年亏损，“我不能说罢工，但至少是怠工，资产负债率是我们考核的主要指标，电厂没有发电积极性，煤企更没有送煤积极性”。

　　而计划插手下的平均分配发电量的后果也是严重的。我国近年来新上了大批大容量、高参数的发电机组，可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例，每千瓦时发电平均煤耗只要280克，而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。“平均分配”客观上鼓励了高耗能的小火电机组的发展，与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。

　　“小机组多为地方所有，而大机组大部分属于大型发电集团，这一举措能够保证自己机组的发电时间”，某大型发电企业工作人员坦言，另一个原因是，手握分配权的地方主管部门不愿意放权，以“小机组也得活”的理由继续推行平均分配发电量。

市场化前探

　　“当今世界上已经没有几个国家还像我国一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定电价”。面对深化改革电价形成机制已成当前业界普遍的呼声，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏表示。

　　在国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，深化电力体制改革的下一步重点，不在于比主辅分离难度更大的输配分开和竞价上网，而是更为急迫的电价形成机制。

　　国家电监会华北电监局电力市场专家马海武也认为，我国电力“厂网分开”的改革目标已基本实现，深化电力体制改革、建立规范的市场交易制度已成为当前电力工业发展的重大课题，而“电力市场化的核心是价格形成机制市场化”。

　　在国网能源研究院高级咨询王信茂看来，电力行业的发、输、配、售四个环节中，电网环节具有非常明显的自然垄断性，发电环节的自然垄断性则随着技术的进步已经逐步消失，售电环节由于进入门槛低而本身不具备自然垄断性。电力市场化改革就是要在可竞争的发电和售电环节引入竞争，在自然垄断的电网环节加强政府监管，构建“放开两头、监管中间”的行业结构，这也是大部分国家的做法。

　　20世纪90年代以来，电力市场化改革浪潮首先在西方国家展开，主要包括三方面的内容：建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实现政府监管下的电网公平开放。例如，美国在改革初期开放发电侧市场的同时，放开了售电侧市场；日本在维持垂直一体化的模式下，在发电侧、售电侧同时引入了竞争；欧盟在统一电力市场化改革中，要求各成员国逐步放开用户选择权。

　　多位业内人士认为，我国电价机制应“两头适当放开、中间加强管制”，发电商和购电者作为市场交易主体通过协商或竞争形成上网电价，电网企业可以作为众多用户的代理者参与交易，政府在必要时通过特定价格手段调节供求关系。

　　实际上，我国在市场化定价方面并不缺少探索。2010年5月，内蒙古“电力多边交易”市场正式启动运行，首次将用户作为市场购电主体纳入市场，参与竞争。

　　由发电、用户、电网三方共同参与的内蒙古电力多边交易市场，在“发电侧和用户侧”引入双向竞争。在不改变现行用电分类目录电价结构和电网公司现行购、售电差价前提下，大用户和发电企业均以内蒙古电网标杆电价为基础申报上下游浮动的价差，并暂按±20%对市场价格波动进行限制。

　　这一举措使得内蒙古的电力负荷在50天的时间内增长了500万千瓦。不过这一试点被国家发改委以给了高能耗产业“优惠电价”为名叫停。记者采访了解到，试点中确实存在着高耗能企业积极参与的现象，为防止与国家节能减排政策背道而驰，国家发改委出手对多边交易进行规范，对违规开展大用户直供电试点、跨省电力交易进行清理整顿。根据国家发改委《关于整顿规范电价秩序的通知》，严禁以跨省、跨区电能交易以及开展电力市场单边、多边交易等形式，压低发电企业上网电价。

　　“但无论如何，开展多边交易是电力市场化的重要步骤”，范必认为，对于是否是高能耗产业要从能效的角度进行评判，不能是耗能多就定义为高能耗，如果耗能多，但是能效很高，这也许就是发展的需要。节能是增效的概念，而不是不用能源。

　　近年来，国家电监会也一直在力推电力多边交易，希望借此打破电力行政定价，推动电力市场化的最终实现。业内人士表示，多边交易规划的设计，与国内一些地区实施的“优惠电价”完全不同，只要操作得当、运行规范，提高高能耗企业竞价门槛，可以推进节能降耗，并提高电力资源的配置效率。

　　除了上述举措，范必还建议，力推电网的输配分开，即使现在在机构上不能完全分开，财务上也应该分开，便于核算输配电成本。王骏也认为，应对输电成本进行单独核算，给电网设定一定的收益率。

　　不过范必强调，电力的体制安排，是公共政策体系的一部分，改革应当最大程度地满足社会福利的要求。电力有着普遍服务的特性，且密切影响国民经济的运行，电力市场化改革后，应当特别加强对电网调度和收入的监管，建立公开、公平、公正的电力交易市场。□

《瞭望》文章：输配分开的多维视角
2011年11月26日 20:26 来源： 《瞭望》

　　触及宏观调控、控制通胀以及产业结构调整多处神经，电价牵一发而动全身

　　11月2日，国家电监会发布《输配电成本监管暂行办法》（以下简称《办法》），加强输配电成本监管，规范输配电成本和输配电价形成。但围绕着输配分开的争议一直存在。

　　支持的一方认为，当前我国还没实现输配分开，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。必须尽快建立起跨省跨区的输配电价，同时大力推动大用户直供电试点工作的开展。改进和规范输配电价管理办法，形成合理的定价和调价机制。

　　国家发改委经济体制与管理研究所史立新是其中一位。在他看来，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。

　　现实的电价形成机制却成了——“管住两头，中间不管”。正是因为电网主辅业没有分离、输配电网没有分开，造成了输配电价实际上由电网部门自己核算确定的事实，没有办法建立完善的价格传导机制，从而使两头的电价形不成市场联动，影响了电改进程。

　　与力主者相对，部分人士也怀疑输配分开是否能达到上述目的，又或者输配分开是否是达成上述期望的前提条件。国网能源研究院财会与审计研究所副所长李成仁明确地对《瞭望》新闻周刊记者表示，目前并不赞成输配分开。

　　不分开是从公平角度处理问题？

　　2011年国庆长假前，中国能建集团和中国电建集团两大辅业集团的挂牌，标志着主辅分离工作也已基本结束，业界也因此把目光聚焦到电力体制改革方案的下一步——输配分开。

　　国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受本刊采访时则表示，输配分开是打破电网垄断电力市场，构建有卖方（发电企业）、有买方（配电企业）市场主体的电力市场体系的核心举措。“输配电价涉及输电网、配电网分开问题，有可能牵扯对电网公司上万亿元的配电网资产进行拆分，因此争议很大。”

　　本刊记者刚走进李成仁的办公室，他就表示，媒体现在关注输配分开，主要是基于“打破垄断、提高效率、提供选择权”来考虑。

　　“但是，我目前并不赞成输配分开”，李成仁开门见山地表明了自己的态度。在其看来，我国宏观经济发展面临不平衡、不协调、不可持续等问题，电力工业也存在着这“三不”状况。

　　他分析指出，从电价的角度看，目前相关部门更多考虑的是公平问题，具体表现为在全省推行统一的销售电价，改变原来不同价区价格水平不一样的状况。现在，在省级电网范围内，电价已经基本实现了统一，各用户价格水平一致，促进了地区之间发展不平衡问题的解决。

　　而农村电网改造，目的也是推行城乡电网同价。具体做法是城市电价上调一点，农村电价下降多一点，使城乡之间的电价达到一致，这是为了解决城乡之间的发展不平衡问题。

　　由此，李成仁认为，“现在推行输配分开，会把现在所做的工作全部打乱，再次形成多个价区，造成城乡之间的不同价，这样的反复对城乡发展、地区发展都会造成较大影响。”

　　李成仁不赞成输配分开的另一理由是，与现在正在推行的“农电上划”工作方向正好相反。他表示，目前还有许多县级电网不归国家电网或南方电网所有，但县级电力企业面临发展缺乏资金、电价较高、供电可靠性低等问题，地方政府都希望将这些企业上划给国家电网公司和南方电网公司。上划后可以在整个大网内使地区之间、城乡之间进行交叉补贴，降低农村地区的价格水平，提高贫困地区的供电可靠性，促进当地经济的发展。

　　不过，多位研究人士表示，实施输配分开是解决当前诸多矛盾的关键环节。一旦有了输配电价，就有打破单一购买者的市场条件，实现多边交易。同时，如果确定了输配电价，上网电价和最终售电价格就能够由市场竞争形成，也能够理顺煤电价格关系。

　　国网能源研究院高级咨询王信茂认为，电网公平开放才能促进电力市场的充分竞争，而只有制定了合理的、独立的输配电价才能真正实现电网的公平开放。

　　在业内人士看来，明显不公平的是，发电端企业与电网对接的“双轨制”。由于计划内发电按上网电价入网，而超计划的部分则需要降价入网。多位业内人士向记者提出质疑，这是谁给电网的权力？而且降价上网后的电量，在销售端却是以同样的价格出售，中间的利润到哪里去了？面对电网企业“独此一家”的垄断体制，发电企业的议价能力又在哪里？

　　由于各地经济发展不平衡，现实中确实存在交叉补贴问题，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，应将电网交叉补贴由暗补改为中央和地方政府明补。在条件成熟的情况下，建立独立于电网的调度中心、电力交易平台和结算中心。

电网成本不透明是个伪命题？

　　2010年，国家发改委发布《关于开展输配电价研究测算工作的通知》，要求各省成立输配电价研究测算小组，并于2011年3月底前提交最终研究报告。

　　但《通知》发出后，在各省区市落实情况并不顺利。有研究人士推断认为，或许正是在此背景下，国家电监会才出台前文提及的《办法》，决定牵头摸底电网输配电成本的核算及支出情况，并进行监管。

　　据媒体报道，2011年9月在长沙召开的全国电价工作座谈会，由于没有一个省份提交报告，座谈会上，国家发改委价格司有关负责人只好要求各省份口头汇报；最后，全国各省（区、市）发改委的物价部门和电网的省级分公司、子公司（简称网省公司）人员悉数到场，挨个发言。各省份汇报的输配电价测算的结果大相径庭，省和省之间差距巨大。

　　“其他行业中，单个企业可能不透明，但行业整体情况可以从多方面了解到；但电网不一样，都是一家买卖，它不给你运行维护费的各种数据，你就没有第二个来源”，“如果据实核定，它可能会把各种费用都塞进来，到底是不是合理，谁也不知道，信息来源只掌握在电网公司手中”。研究人士抱怨。

　　面对本刊记者有关电网成本透明度的问题，李成仁表示，“电网成本不透明是个伪命题！”

　　林伯强也对本刊记者表示，“没有哪一家公司的成本是不可核算的，如果都不知道，这就是监管不严的问题。”

　　“无论是税务部门、财政部门、国有资产管理部门、价格管理部门、电力监管部门，每年都要求电网企业上报各种报表，其中就包括成本报表，如果不清晰，如何通过审查？”发出质疑后的李成仁进一步解释说，电网企业的成本和发电企业的成本表现形式不一样。电厂是一个个分散的点，成本核算以电厂为单位；电网成本核算是以面为基础，没有细化到某一变电站或是某一条线路这一级，“实际上也做不到”。他进一步表示，输配分开目前涉及到“能不能”和“要不要”的问题。具体来看，各地电网电压等级标准不一致，不能一刀切，要区别对待；有的地方220KV以下的算配电网，有的地方不发达、用电量小，110KV以下就算输电网，没有统一标准。如果按照电压等级一刀切，肯定不合适。

　　“输配分开一定要有规则，制定了某一规则后，才能以规则为参照去推进工作，现在连怎样确认输电电网和配电电网都没有搞清楚，怎么分？”李成仁认为这也是输配成本难以核算的原因。

管制模式的优选？

　　近年来，国家电监会也一直在力推电力多边交易，希望借此打破电力行政定价，推动电力市场化的最终实现。

　　李成仁认为，开展多边交易的目的，也是为了让竞争环节充分竞争，比如发电端和售点端。但垄断的还是垄断。“在输电和配电环节，无论是一体还是分开都是垄断的，只不过是大垄断和小垄断的问题”。

　　但中国电力国际有限公司高级经济师王冬容认为，“输配电价的独立是推进用户直接交易的最关键环节，也是全部电力市场建设和市场化改革推进的牛鼻子。”国家对电价集中管控，在一段时间内可减少一些波动，但长远是在积累巨大的矛盾和风险。通过逐级放开用户，让这些价格随行就市，以大量局部的小变动代替小量全局的大变动，可避免对整个行业、整个经济造成大的影响。

　　范必建议，国家应合理确定电网输配电价，先行对输配电业务实行内部财务独立核算，在试点基础上实施输配分开。扩大用户直接购电范围，由发电企业与用户自行商定电力、电量、电价等事宜，签订各种期限的购电合同。电力直接交易应以区域电力市场为主，推行“多买多卖”的交易方式。负责电力输送的电网企业相应收取输配环节的过网费，逐步减少并最终退出电力交易中的购买方角色。

　　确定电网的固定收益率，这是目前业界比较推崇的做法，这实际上是实行“回报率”管制的模式。这涉及电网发展的动力的问题。

　　李成仁认为，不同的发展阶段会采用不同的管制模式。在回报率管制模式下，电网的动力在于扩大规模。此种模式更多看重的是发展，而这也是电网快速发展阶段更多采用的模式。这一阶段也会兼顾效率的问题，不合法、不合理、不适宜、不合时的成本也要限制，扩大规模并不是说就能盲目铺摊子。

　　另一种则是基于业绩的激励型管制模式。这种模式通常管制期比较长，短则3～5年，长则7～8年，初期设置效率提高的目标，目的是使用户受益，但电网会在期间想方设法提高效率水平，而且是采取措施越早越好，由此超出预期效率目标所获得的效益归企业所有，最终是多方受益。而这考验政策设计者的智慧。

《瞭望》文章：解开煤电僵局
2011年11月26日 20:23 来源： 《瞭望》

　　持续不断的“电荒”让社会各界把焦点对向了煤电矛盾。

　　“煤电矛盾看似煤企和电企两家之间的博弈，实际是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。”国务院研究室综合司副司长范必接受《瞭望》新闻周刊记者采访时指出。

　　在他看来，已经放开的“市场煤”，其市场机制并不完善；尚未放开的“计划电”，无法按照市场供求关系形成价格；铁路运力的市场化程度远远滞后于煤、电、运产业链的其他环节；同时，煤炭产地的地方政府也对煤炭供应的数量和价格产生着巨大影响，这些都构成了煤电矛盾的深层次原因。

　　具体来看，当前的煤电矛盾主要表现在，煤炭与电力企业无法达成价格协议；发电、电网企业在煤价上涨压力下，呼吁国家调高上网电价和销售电价；部分煤炭产地政府从自身利益出发，提出了限产保价；国家囿于各种复杂情况的制约，难以下决心调整煤价和电价。

　　“我国能源结构以煤为主，不梳理好煤电关系，将严重影响国民经济的健康运行。”范必建议，为了理顺煤电价格机制，国家应统筹考虑煤、电、运产业链上下游关系，在煤、电、运各个环节和政府之间建立起与市场经济相适应的价格形成机制与管理体制，从而在根本上解决煤电矛盾。

　　今后对煤电矛盾的解决，需要遵循一个原则设计政策路线，即基础性企业的目的不是挣钱，在基本利润保证发展后劲的前提下，主要应当为社会的发展，为国民经济的运行创造良好的环境。

　　延长还是扭曲了改革路径？

　　在“计划电”与“市场煤”的多年博弈中，如何消化不断上涨的发电成本？煤电一体化成为了一条路径。为终结电煤价格受制于人的被动局面，电力企业纷纷向上游的煤炭领域进军。

　　2009年以来，一场通过新建、并购、参股等方式向煤炭行业进军的行动在我国电力行业悄然兴起。华能、大唐、国电、华电、中电投等都在大力扩充自己的煤炭产能。根据规划，未来5年，5大发电企业煤炭规划产能将年均增长近30%，煤炭自给率由现在的20%提高至40%。与此同时，我国最大的煤炭企业神华集团也充分发挥“煤电路港航”五位一体的优势，加快了电力板块的扩张步伐。

　　“煤电一体化”降低了发电企业的经营成本，但是也引发了业界的争论。范必认为，鼓励煤电联营的目的是，促进发电企业与煤炭企业形成风险共担、利益均沾的合作格局。但电力体制改革的方向是发、输、配、售分开经营。煤电联营促进了一些大型发电集团向上下游延伸，从实践中看，全国现有煤炭资源大都分配完毕，电力企业很难拿到优质的电煤资源，已经拿到的资源在短期内也很难形成生产能力。煤电联营使电力企业降低了经营效率，增加了经营风险，在原有辅业、多种经营包袱没有卸掉的情况下，会增加新的包袱。

　　受访专家认为，用这种办法解决矛盾效果有限，从长远看是“回避矛盾的做法”。华能集团副总经理寇伟认为，“煤电一体化”是电力企业的无奈选择，电力与煤炭两个行业“你中有我，我中有你”，但如果破坏了工业体系的专业化，容易导致低水平的非集约化经营。采访中，多位地方电力企业负责人表示，社会有分工，煤炭、电力都是大行业，对国家而言，煤炭、电力手心手背都是肉，做好了是“拉长产业链”，处理不好就是“大而全、小而全”。

　　更进一步看，在发电企业资产负债率已经很高的情况下，再投资开采煤矿，无疑使资金面更加紧张，如果资金链断裂，无疑会对国民经济造成不良影响。神华集团副总经理王品刚指出，从专业分工来讲，“煤电一体化”不符合经济规律，与神华集团以资本为纽带的融合不同，有的电厂新建煤矿后，吨煤成本比同规模的煤炭高出近1倍。

　　国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强更是认为，这与电力体制改革提出的“主辅分离”相背离，偏离了市场化改革的方向。2002年启动的电力体制改革提出，把电力的发、输、配、售分开经营，实行主辅分离，此举是在老的辅业没有充分剥离的同时，又添了新的辅业。在接受本刊采访时，林伯强认为“这是对既定改革路径的延长和扭曲”。

　　除了“煤电一体化”举措外，为了缓解煤电矛盾，有关方面曾提出过多项建议。范必认为，虽然有积极的一面，但其局限性也都十分明显。例如限制电煤价格。2008年，国家出台了电煤价格临时干预措施。从历史上看，市场经济条件下政府对商品下达限价令后，厂商可以停止供货、以次充好，也可以转入地下交易，限价令一般无法达到预期效果。这些情况在实施电煤价格临时干预措施时都曾遇到过。

　　再如推行电煤长期交易合同。对大宗资源性产品交易来说，签订长期合同比较经济合理，也是国际通行做法。但由于我国煤炭市场、电力市场既不成熟，也不规范，短期合同都难以成立，长期合同更不可能谈成。加上铁路运输制约和地方政府干预，长期合同即使谈成了，在履约上也存在很大困难。

　　国家电监会调查发现，受资源运力限制，目前全国重点电煤合同兑现率不到50%，煤质下降和各种掺杂使假现象严重。

　　诸多举措中，扩大煤炭进口也被寄予厚望。但范必分析认为，目前，国际煤炭市场到岸价格低于国内市场价格，进口煤炭比重有所提高，一定程度上可以缓解国内煤电矛盾。但国际市场供应能力有限，价格亦会因需求增加而上扬。今后一段时期间，加大进口的同时，电厂用煤主要还得依靠国内解决。

谁在助推煤价上涨？

　　当前的电煤价格、上网电价、销售电价到底是高还是低？范必认为，由于煤矿、电厂、电网、用户从各自的角度出发，各方难以达成共识，也就无法制定行政调价方案。“需要跳出现行价格体系的局限，从煤、电、运产业链整体以及政府行为的角度，对形成矛盾的机理进行考察”。

　　而且，“现在用‘市场煤’来表述已经不够准确了”，范必认为，现在煤炭价格大幅上涨，既有双轨制的因素，也有地方政府的推手。

　　首先，放开的“市场煤”市场机制不完善推动了煤炭价格虚高。从1993年开始，国家逐步放开了煤炭价格，但至今为止，电煤交易仍被分割为行政办法规定的重点订货合同交易和市场采购两个完全不同的市场，没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则。通过每年一度的全国煤炭订货会签订年度合同。这是依稀可见的计划经济条件下的订货模式。

　　近年来，煤炭订货会改称重点煤炭产运需衔接会，基本上由国家提出框架性意见，要求企业自主订货、行业协会汇总。每次产运需衔接会实际上变成了煤电两大阵营的集中博弈会，煤电双方各自联手、唇枪舌剑，很少能顺利达成共识。当矛盾积累到一定程度后，由政府出面协调确定交易价格。煤炭订货会从开始的有价有量，到有量无价，到近年的无价无量，作用已十分有限，合同履约率也逐年降低。

　　进入新世纪以来，电煤产量与火电装机同步增长，在实物量上是平衡的，但在电煤市场“双轨制”下，价格信号处于失真状态，一些企业和个人利用重点合同价与市场价的价差倒买倒卖，各种中间环节层层加价，产、运、供、需衔接屡屡陷入困境。加上电煤是一种价格弹性较小的大宗商品，市场一旦出现供给不足的信号，就会导致煤炭价格一涨再涨，电力企业只能让煤价牵着鼻子走。

　　其次，电煤物流中间环节多也成为煤炭加价的重要因素。我国煤炭资源主要分布在华北、西北地区，消费地集中在东南沿海发达地区。电煤主要从北方产地出发，经公路、铁路运输，集结至北方沿海港口，再经水路运往东南沿海地区。总体上看，我国电煤物流环节较多、管理方式粗放、效率低下、市场透明度低，物流成本已达到电煤消费价格的30%～60%，下游企业不堪重负。

　　范必表示，电煤运输的瓶颈主要是铁路。电煤运输大约占全国铁路货运量的一半以上，铁路运煤分为计划内车皮和计划外车皮。2007年铁路计划内煤炭运力是8.4亿吨，其中电煤6.4亿吨。计划内运煤合同执行率仅有70%～80%，而实际铁路煤炭运量达14亿吨。

　　计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价，某些铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。

　　再者，地方政府部门为获取资源收益，开征的各种名目收费也推动了电煤价格上涨。电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费名目繁多，占煤价的比重越来越高，对出省煤炭更是如此。

　　以山西为例，煤炭企业每生产一吨煤，除按国家规定向税务部门缴纳20元左右的能源可持续发展基金外，还要缴纳统配矿管理费、地方煤矿维简费、中小学危房改造资金、林业建设基金等收费；对铁路运输和公路外运的煤炭收取每吨煤炭价格2.5%的运销服务费；通过公路运输的，向煤矿收取1.5%的管理费；通过火车运输的，向煤矿收取4%的代销费（3%的管理费和1%的损耗费）。煤炭出省还要另外征收“出省费”。

　　即使在产煤省，各市县的收费项目和金额也没有统一标准，煤价高企时政府收费收入就多；煤价降低时，政府收费收入有所减少。现在，地方政府已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，去年以来，甚至一些地方出台了“限产保价”措施，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。在煤炭定价放开的情况下，这些费用只会被煤炭企业转嫁给发电企业。