徐 衛(wèi)， 程 志 強， 張 文 彬

2003年以來，“電荒”問題一直困擾中國經(jīng)濟的發(fā)展，尤其是在極端天氣或突發(fā)性事件之后，這一問題會顯得更加突出，比如2008年初的南方雪災(zāi)、2011年中部地區(qū)嚴(yán)重干旱等。從發(fā)電裝機容量來看，2010年底我國全口徑發(fā)電裝機容量為9.62億千瓦，5年以來的平均增長速度為13.22%，①到2011年6月底將可能突破10億千瓦，位居世界第一，與美國基本持平且略微超出，是日本全國發(fā)電裝機容量的3倍之多，是歐盟所有國家發(fā)電裝機總?cè)萘康?.25倍。[1]因此，中國的裝機容量對電力供應(yīng)的保障應(yīng)該是不成問題的。從裝機容量的構(gòu)成來看，火電裝機容量為7.07億千瓦，占73.4%，其中燃煤火電占67.6%，而水電裝機容量占22.2%，其他裝機容量占比不到4.5%。因此，火電尤其是燃煤火電具有絕對主導(dǎo)地位。從發(fā)電量的構(gòu)成來看，2010年火電發(fā)電量達到3.41萬億度，占80.8%，其中燃煤發(fā)電達到3.25萬億度，占76.8%，而水電占比僅為16.2%，其余發(fā)電量占比不到3%。②所以，燃煤發(fā)電是我國電力供應(yīng)的絕對主導(dǎo)力量。從設(shè)備利用來看，2010年的火電設(shè)備平均利用小時數(shù)為5031小時，比2006年減少581小時，如果保持2006年的設(shè)備利用水平，我國將多發(fā)電4106億度，達到水電總發(fā)電量的60%。③因此，燃煤火電發(fā)電設(shè)備的利用水平是影響我國電力供應(yīng)的直接因素。而設(shè)備利用水平則與電煤供應(yīng)密切相關(guān)。所以，解決中國的“電荒”問題，核心在于處理好燃煤發(fā)電過程中的“煤電”關(guān)系。

一、對已有政策的評價

“煤電”矛盾的核心在于市場化取向的煤炭價格形成機制和高度管制的電力價格形成機制，[2]現(xiàn)行的兩種政策主要是重點合同電煤價格制度和煤電價格聯(lián)動機制，它們分別從煤炭價格規(guī)制和電力價格規(guī)制兩個角度出發(fā)，均無法從根本上解決這一矛盾。

1.重點合同電煤價格制度

我國煤炭價格從1992年開始市場化改革，并于2005年底基本上市場化。進入新世紀(jì)以來，中國重新開始重化工業(yè)發(fā)展，重化工業(yè)在工業(yè)增加值中的比重逐年上升，煤炭需求迅速增長，而安全投入和煤炭開采的負外部性內(nèi)部化導(dǎo)致煤炭開采成本不斷提高；同時，國際能源價格持續(xù)攀升，使得近幾年來煤炭價格大幅上漲并保持在高位。但是，作為下游行業(yè)的電力價格卻沒有市場化，而且調(diào)整彈性很差。因此，面對這一上下游之間不一致的價格形成機制，為了盡可能緩解煤炭價格市場化改革對發(fā)電企業(yè)的負面沖擊，我國在煤炭價格市場化改革的過程中引入“重點合同電煤價格”制度，即在每年的訂貨會上由煤炭企業(yè)和有資質(zhì)的電力企業(yè)雙方簽訂煤炭交易合同，確定交易量和交易價格，在煤炭市場行情較好的情形下，很多合同并沒有明確交易價格。通常，重點合同電煤價格比市場價低100～200元左右。因此，這一制度實際上是典型的價格雙軌制。

從其運行來看，履約率低的問題非常突出。2010年我國重點合同煤計劃簽約量為9.06億噸，指導(dǎo)價格為570元/噸，低于市場價100元/噸，以發(fā)電企業(yè)收煤來統(tǒng)計，重點合同履約率不到60%。一方面，由于重點合同電煤價格偏低，遠低于市場價，煤炭企業(yè)缺乏足夠的供給激勵。具體而言，煤炭企業(yè)以運力受限為由，或通過降低合同電煤品質(zhì)調(diào)低電煤熱值等方式來降低或者變相降低合同電煤的供應(yīng)。而2011年的合同指導(dǎo)價要比市場價低200元以上，履約情況更不容樂觀。因為對于有求于煤炭企業(yè)的發(fā)電企業(yè)而言，缺乏足夠的措施來保障合同的履行。另一方面，由于合同價和市場價之間的大幅差額，容易引發(fā)尋租行為。事實上，以煤炭企業(yè)發(fā)煤情況來統(tǒng)計，履約率遠高于60%，有媒體估計這其中的差額在30%左右，即近30%的重點合同電煤以合同指導(dǎo)價格流向市場。在這個過程中，煤炭企業(yè)、電力企業(yè)和煤炭運銷商之間形成了利益分配格局，瓜分了其中的價差。因此，低履約率有時候也和發(fā)電企業(yè)自身的短期利潤最大化有關(guān)。

作為世界第一產(chǎn)煤大國，且動力煤為最主要的煤種，因此，所謂的“煤荒”問題是不應(yīng)該長期持續(xù)的。在重點合同電煤價格機制下，實際上是較低的履約率造成了“合同煤荒”，而不是“市場煤荒”。所以，引入重點合同電煤價格機制這種雙軌制的價格形成設(shè)計，無法有效發(fā)揮價格引導(dǎo)市場的信號作用，反而引致資源的無效率配置和尋租行為，難以從根本上解決問題，反而成為引發(fā)煤電矛盾和導(dǎo)致“煤荒”的主因。

2.煤電價格聯(lián)動機制

由于煤炭價格是燃煤發(fā)電企業(yè)成本的主要因素，占到其成本的70%左右，隨著煤價的不斷攀升，剛性的電價調(diào)整體制導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)運行困難，虧損面擴大，在上網(wǎng)電價無法補償其發(fā)電邊際成本時，電力企業(yè)的最優(yōu)選擇是不發(fā)電，從而導(dǎo)致“電荒”。所以，2004年國家發(fā)展和改革委員會頒布煤電價格聯(lián)動機制，試圖解決“市場煤、計劃電”的體制性矛盾。該機制以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內(nèi)平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便相應(yīng)調(diào)整電價。從該機制實施以來，國家共實行了5次煤電價格聯(lián)動，但是始終沒有解決根本性問題。我們認(rèn)為這一機制在實踐中存在如下兩個問題。

一是電力作為終端能源，電價直接關(guān)系民生和地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展，電價頻繁提升不利于社會穩(wěn)定和經(jīng)濟發(fā)展。尤其是在居民消費價格指數(shù)（CPI）高企的階段（除了2008年底至2009年底之外），控制物價上漲是政府宏觀經(jīng)濟調(diào)控的重要目標(biāo)，而頻繁上調(diào)電價必將對居民消費價格指數(shù)上漲形成很強的推力，造成典型的供給推動型的通脹問題。因此，根據(jù)不斷上調(diào)的煤價來提高電價的措施是不可能被政府所采納的。

二是即使電價上調(diào)也無法從根本上解決發(fā)電企業(yè)的虧損問題。雖然“煤電價格聯(lián)動機制”只是聯(lián)動從煤價到電價的價格調(diào)整關(guān)系，但是實際上還隱含著從電價到煤價的調(diào)整關(guān)系。即煤價上升導(dǎo)致電價上升，電價上升會形成對煤價上升的預(yù)期。而隨著我國煤炭企業(yè)近幾年來大幅重組兼并，煤炭行業(yè)市場集中度不斷提升，市場結(jié)構(gòu)趨向寡頭制，因而這種煤價上升預(yù)期會最終得以實現(xiàn)，從而發(fā)電企業(yè)依然面臨高燃料成本。這就進入到一個煤價上升推動電價上升、電價上升進一步拉動煤價上升的煤電價格持續(xù)上升的惡性循環(huán)。所以，單純依賴煤電價格聯(lián)動機制也無法解決“電荒”問題。

二、“電荒”癥結(jié)：兩個“流通渠道”

上文分析表明，重點合同電煤價格制度這一雙軌制的煤價決定機制會導(dǎo)致“合同煤荒”，而煤電價格聯(lián)動機制則因為演變?yōu)椤皟r格聯(lián)漲”而不具可操作性。我們認(rèn)為，上述對策都沒有涉及到最為關(guān)鍵的兩個問題，一個是煤炭供應(yīng)的流通渠道，另一個是電力供應(yīng)的“流通”渠道。

1.煤炭供應(yīng)的流通渠道問題

重點合同電煤價格制度的失效再一次證明了計劃經(jīng)濟手段的失敗，因而解決之道不在于人為控制價格。從中國的實際出發(fā)，我們要認(rèn)識到中國資源和產(chǎn)業(yè)分布區(qū)域不均衡的現(xiàn)狀，即能源、資源產(chǎn)地與消費地并不重合，形成了“北煤南運、西煤東運”的格局，這就涉及到運輸、倉儲等流通問題。顯然，作為動力煤資源豐富的國家，在市場化的價格機制下，限制煤炭有效供給的因素只能是煤炭供應(yīng)的流通渠道。

一方面，由于煤炭產(chǎn)地主要是內(nèi)陸地區(qū)，而汽車運輸成本偏高，因此，我國煤炭外運則嚴(yán)重依賴于鐵路運輸。盡管鐵路運輸能力增長速度較快，但仍低于煤炭需求量的增速。如果鐵路缺乏足夠的運力，那么，即使有足夠的產(chǎn)能也無法形成有效的供給，即有多少運力才有多少供給。

另一方面，鐵路高度壟斷，而且不是市場化的經(jīng)營主體，因此，壟斷導(dǎo)致供給水平較低，并形成壟斷租金，而非市場化的經(jīng)營取向則導(dǎo)致這種壟斷租金成為個別人的尋租對象，這將直接轉(zhuǎn)嫁到煤價上。此外，各類鐵路、公路、港口收費名目繁多，將進一步增加流通成本。而且，當(dāng)煤炭市場形勢趨好時，相關(guān)的物流成本將進一步提升。從圖1可見，5500大卡的動力煤從坑口到秦皇島之后的價格之間的差額在2009年上半年最低，恰恰對應(yīng)于煤炭市場需求相對疲軟期，但是這一差額隨著經(jīng)濟的迅速回暖、煤炭市場景氣度不斷提升而逐漸擴大。在2009年這一差價的均值為186元，2010年的均值上升到290元，2011年到目前為止的均值為288元。這一差價基本上體現(xiàn)了從坑口到港口的物流成本，這一成本包括稅收、運輸費用、倉儲費用以及可能存在的各種灰色或不合法的費用。2010年以來，這一物流成本占到坑口煤價的近60%。實際上，如果每噸煤炭的整體物流成本（包括物流中的稅收成本）下降100元，考慮到重點合同煤的簽約量約占煤炭產(chǎn)量的1/3，那么物流成本的節(jié)約將可以直接彌補合同煤與市場煤之間的差價，從而也就無需勞心費神地去建立、維護和執(zhí)行“重點合同煤”制度。

圖1 5500大卡動力煤大同坑口價和秦皇島港口價比較④

2.電力的“流通”渠道問題

電力從生產(chǎn)到最終用戶之間也存在“流通”過程。2003年電力部門也進行了所謂的市場化改革，實行“廠網(wǎng)分離”，發(fā)電企業(yè)競價上網(wǎng)，電網(wǎng)公司統(tǒng)一購買，再轉(zhuǎn)售給最終用戶。因而，生產(chǎn)和流通被完全分割，即發(fā)電企業(yè)完全是一個生產(chǎn)部門，電網(wǎng)公司是其唯一的銷售對象，電網(wǎng)公司則利用電網(wǎng)自然壟斷的特征負責(zé)電力的整個“流通”過程，包括電力的購買、輸配送和銷售。與西方發(fā)達國家的電力市場化改革比較來看，中國的電力部門改革只是形似而神不似，只學(xué)了“廠網(wǎng)分離”的形式，但沒有進行市場化定價機制形成這一最核心的步驟。因而被動響應(yīng)的“煤電價格聯(lián)動”機制無法從根本上解決問題。

西方發(fā)達國家在推進電力市場化改革的過程中認(rèn)識到發(fā)電部門的可競爭性和輸配電的自然壟斷性，從而推進“廠網(wǎng)分離”，但是并沒有在這個過程中割裂發(fā)電企業(yè)和最終用戶之間的聯(lián)系，甚至鼓勵兩者之間進行聯(lián)系，即由發(fā)電企業(yè)和用戶直接達成交易，而電網(wǎng)公司主要是擔(dān)任“運輸”公司的角色，而不是以往的“運銷”公司。政府對其運輸?shù)穆毮苓M行嚴(yán)格的壟斷管制，比如制定最高資本回報率等，從而形成一個相對透明的運輸價格機制。這自然為發(fā)電企業(yè)和最終用戶在邊際成本和邊際收益上的決策奠定必要的基礎(chǔ)，從而形成有效率的資源配置。[2]

但是，在中國現(xiàn)行的電力體制背景下，發(fā)電企業(yè)和最終用戶之間是被分割的，相互之間無法形成直接的供給和需求關(guān)系。同時，電網(wǎng)公司的盈利來源于購入和售出的差價。因此，我們也無法獲知電網(wǎng)公司在輸配電過程中的真實成本。那么，基于邊際成本和邊際收益的市場化定價機制完全失效，從而也不可能形成有效率的資源配置。

而且，當(dāng)電網(wǎng)公司的盈利模式建立在“吃差價”的基礎(chǔ)上時，就有足夠的激勵以及憑借壟斷力量去降低購入價格和提高銷售價格。盡管國家對電價有管制，而且國家發(fā)展和改革委員會有相應(yīng)的上網(wǎng)電價和目錄電價規(guī)定，但是幾乎處于完全壟斷的電網(wǎng)公司可以通過各種變通來進行突破。一方面，對于購入電價來說，電網(wǎng)公司具有調(diào)度職能，因此它有能力決定各發(fā)電機組的發(fā)電時間。而上網(wǎng)電價往往因時因地而不同，比如峰谷分時定價，那電網(wǎng)公司可以通過配置不同時段的發(fā)電時間來變相降低總的上網(wǎng)電價，這對發(fā)電企業(yè)而言是雪上加霜。另一方面，對于銷售電價而言，電網(wǎng)公司亦通過復(fù)雜的定價規(guī)定所帶來的自由裁量權(quán)來變相提高銷售電價。[3]因而，“吃差價”的盈利模式與絕對壟斷的結(jié)合自然導(dǎo)致偏高的電力“流通成本”。

因此，構(gòu)建發(fā)電企業(yè)和用電戶之間直接的交易關(guān)系，讓電網(wǎng)公司成為真正的電力運輸網(wǎng)絡(luò)公司，降低電力的“流通成本”可能是從根本上解決電力定價機制的核心，才能真正消除“電荒”問題。

三、根治持續(xù)性“電荒”的對策

1.堅持科學(xué)發(fā)展觀，切實轉(zhuǎn)變經(jīng)濟發(fā)展方式，樹立和增強全社會的節(jié)能意識

這是解決我國“電荒”問題的最根本性措施。作為發(fā)展中大國，中國的經(jīng)濟發(fā)展難以直接跨越重化工業(yè)的發(fā)展階段，能源消耗相對密集的重化工業(yè)成為中國的主導(dǎo)產(chǎn)業(yè)之一。但是中國的重化工業(yè)之路應(yīng)該改變過去單純追求GDP而不顧及能耗、污染的粗放型增長方式，走中國特色的新型工業(yè)化之路，充分利用其后發(fā)優(yōu)勢，通過技術(shù)引進、開發(fā)，發(fā)展高科技、高效益、低能耗、低污染的重化工業(yè)。同時，對于火力發(fā)電企業(yè)而言，也應(yīng)該從技術(shù)研發(fā)入手，大力推廣高效燃燒技術(shù)，提高煤炭燃燒效率，推進燃煤聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)，提高發(fā)電設(shè)備的能源利用率，降低電煤損耗，盡可能避免不必要的浪費。各級政府積極支持大型煤炭消費企業(yè)和科研機構(gòu)開展上述技術(shù)研究，為轉(zhuǎn)變經(jīng)濟發(fā)展方式提供基本的技術(shù)支持，利用稅收優(yōu)惠、財政補貼等方式鼓勵電力等煤炭消費性企業(yè)采用上述技術(shù)。最后，優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)，政府采取各種優(yōu)惠措施加大可再生能源的開發(fā)和利用力度，大力發(fā)展太陽能、風(fēng)能、核能等新興能源工業(yè)，改變長期嚴(yán)重依賴于火電的能源格局。通過經(jīng)濟發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變遏制對電力和煤炭過度甚至是浪費性的需求擴張，從根本上緩解長期的煤炭與電力供應(yīng)壓力，實現(xiàn)經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。

2.對于火電的上游行業(yè)煤炭業(yè)而言，重點在于降低煤炭運輸?shù)奈锪鞒杀?，建立一體化、市場化的煤炭市場

實踐證明，煤炭價格雙軌制會進一步惡化“煤荒”、“電荒”問題，而煤炭開采過程中將面臨越來越高的成本，比如各種環(huán)境負外部性都需要煤價來內(nèi)部化，而整個物流成本占東南沿海電煤終端銷售價的50%以上，且近一半是不合理的費用，因此重點仍在于降低煤炭運輸?shù)奈锪鞒杀?。具體而言，加大對鐵路、公路和港口的基礎(chǔ)設(shè)施投入，完善我國的交通運輸管理體制，從根本上消除煤電供求矛盾中的交通運輸瓶頸。我國電煤的鐵路運輸長期處于緊張狀態(tài)，加大輸煤鐵路的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，增加山西、內(nèi)蒙、陜西、寧夏等煤炭調(diào)出地的運力，通過提速等方式提高運輸效率；加大重要煤炭轉(zhuǎn)運港口的建設(shè)和重要航道整治，大力發(fā)展價格相對低廉的水運來緩解鐵路運輸壓力；在煤炭產(chǎn)區(qū)建立運煤專用公路，發(fā)揮公路在電煤運輸上的補充作用。同時，要積極完善我國當(dāng)前的交通運輸管理體制，倡導(dǎo)管理理念更新和管理體制創(chuàng)新，提高鐵路等部門的管理水平和效率，嘗試破除鐵路運輸經(jīng)營環(huán)節(jié)的壟斷，提高運輸效率，降低運輸成本。[4]前述分析也表明，物流成本的下降完全可以達到“重點合同電煤”制度的低價效果。因而，上述措施到位之后，一方面，煤炭供給的制約因素得以消除，市場供給能力更富彈性；另一方面，物流成本的下降可以降低電煤終端售價，避免完全市場化可能產(chǎn)生的煤價急劇上升，進而推進一體化、市場化的煤炭市場建設(shè)，摒棄雙軌制的市場分割。

3.針對煤電之間交易頻繁的特征，鼓勵推進煤電一體化，將市場交易內(nèi)部化為企業(yè)內(nèi)部結(jié)算，降低發(fā)電企業(yè)的成本

煤炭企業(yè)和電力企業(yè)通過相互參股、資產(chǎn)重組或者煤炭企業(yè)直接建立發(fā)電廠、電力企業(yè)直接開發(fā)煤礦等多種方式實現(xiàn)煤電一體化經(jīng)營，使得煤炭企業(yè)和電力企業(yè)在煤炭和電力兩個行業(yè)利益共享、風(fēng)險共擔(dān)，保障雙方的供煤渠道和售煤渠道，有利于電煤供求的平衡，大大降低交易成本，提高社會福利。這一類型的發(fā)電廠可以考慮主要布局在煤炭基地周邊，建立坑口電廠，一方面便于煤、電企業(yè)雙方協(xié)同管理；另一方面可以避免煤炭的多環(huán)節(jié)、長距離運輸所帶來的成本和損耗，并緩解交通運輸尤其是鐵路運輸?shù)膲毫Α．?dāng)然，坑口電廠建立的前提需要一個一體化的電力市場作為前提。這將涉及電力體制改革問題。另外，考慮到目前發(fā)電企業(yè)的煤炭開發(fā)分散，在資源開發(fā)、運輸?shù)确矫骐y以滿足規(guī)模經(jīng)濟的需要，所以也可以將大型發(fā)電企業(yè)的自有煤礦進行重組、整合，根據(jù)各企業(yè)提供的資源和資金建立一個股份制的電煤供應(yīng)集團，市場化運作，收益按股分配，可以用于發(fā)電補助。而且可以授予該公司煤炭進口權(quán)，鼓勵其進口國外優(yōu)質(zhì)煤炭資源。

4.推動電力體制改革，改變電網(wǎng)公司“一網(wǎng)獨大”的格局，進一步推動電力市場化改革

推動電力體制改革，是解決我國持續(xù)性“電荒”的根本保障，重點在于改變電網(wǎng)公司“一網(wǎng)獨大”的格局，進一步推動電力市場化改革。大致思路如下：首先，考慮將電網(wǎng)公司的電力市場綜合調(diào)度功能分離出來改由國家電力監(jiān)管委員會負責(zé)，設(shè)立電力市場調(diào)度中心，避免電網(wǎng)公司既是裁判員又當(dāng)運動員，促進發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)公司之間的公平交易。其次，建立一個市場化的電力批發(fā)市場。在我國的電力消費結(jié)構(gòu)中，工業(yè)用電占74.7%，可以考慮允許工業(yè)用電大戶和發(fā)電企業(yè)之間直接簽訂電力購買合同，發(fā)電企業(yè)只需將相關(guān)協(xié)議報給電力市場調(diào)度中心，后者根據(jù)每一時期的交易，遵循非歧視、并有一定透明度的優(yōu)先規(guī)則下，決定協(xié)議的實施。一旦這個近3/4的電力交易實現(xiàn)市場化之后，“電荒”現(xiàn)象可以得到有效遏制。最后，電網(wǎng)公司需要從“運銷”公司轉(zhuǎn)變?yōu)椤斑\輸”公司，其主要職能是電力的運輸，并兼任批發(fā)市場之外的“零售商”，比如城鄉(xiāng)居民生活用電等相對分散的用戶，其盈利基礎(chǔ)從“吃差價”轉(zhuǎn)變?yōu)檩?、配電量，推動輸變電成本的透明化，對其自然壟斷勢力進行嚴(yán)格的收益率管制，對運輸、配電價格進行嚴(yán)格規(guī)制，對于其面臨的政策性虧損給予補貼。

注釋：

①、②數(shù)據(jù)來源于中國電力企業(yè)聯(lián)合會（2011）。

③筆者根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會2008年和2011年相關(guān)數(shù)據(jù)計算而得。

④數(shù)據(jù)來源于國泰君安官方網(wǎng)站。

[1]舒大楓.回應(yīng)電荒：中國發(fā)電裝機容量之辯[EB/OL].http：//www.cqcoal.com/news/Z04/46204_2.html，2011/2011-06-20.

[2]Rothwell G.，Gomez T..Electricity Economics:Regulation and Deregulation[M].John Wiley and Sons Ltd.2004：39.

[3]蒲俊.電價超收之謎[J].新世紀(jì)，2011（13）：21-27.

[4]程志強.對我國當(dāng)前煤電供應(yīng)偏緊的思考[J].宏觀經(jīng)濟管理，2008（10）：37-39.