电荒糊涂账鉴证煤电双轨制结症

澳新银行（ANZ）大中华区经济研究总监刘利刚

进入4月，中国大部分省区再度出现久违的“电荒”现象。本轮电荒似乎由水电供应不足引发，但归根结底，问题的症结仍在于中国目前非市场化的的煤电联动以及电价传导机制。笔者认为，“电荒”倒逼并追问煤电体系的合理性和可持续性，反而是解决问题症结的一个契机。

市场煤VS管制电

从中国目前的电力供应来看，火电仍然是电力供应的主力军，而水电则占据了约22％的装机容量，以核电为代表的新能源所占的比例则不足5％。

本轮电荒的导火索是由于干旱导致的水电供应能力大幅下降。相关报道称，884公里长的长江中游正在经历低水位，大约较平均水平低2.5-5.6米，最低的三分之一地区则已经跌破历史纪录。

面临“电荒”，解决问题的关键仍然是保障火电的供应。讽刺的是，目前中国的火电装机容量已经基本能够满足社会的需求，火电供应吃紧主要是因为火电企业的开机率不足，而火电企业不愿意开工，则是因为目前的电价不足以弥补成本。

长期以来，中国采取了向发电企业提供“合同煤价”的半管制体系。每年年底，国家发改委都会组织发电企业以及煤炭企业，进行一年一度的电煤供需合同的谈判。按照这一原则，电力企业可以与煤炭供应企业签署一定比例的电煤供应合同，合同煤价受到相关部门的指导，往往大大低于市场价格。按照相关部门的估计，目前的合同电煤保障率约在40％左右，保障合同之外，发电集团需要通过市场价格购入煤炭。这样的一种价格形成机制，带有明显的“半市场化”特征。

这种模式的形成，有着深刻的历史原因。过去的几十年中，由于中国煤炭储量巨大，同时煤炭也由于受到管制而不允许被用于出口，导致煤炭价格长期处于较低的水平上。电力企业在垄断价格下赚取了大量的利润，而煤炭生产企业则出现了大面积的亏损。在这样的情况下，相关部门不得不允许煤炭企业进行大规模的重组以及改制，并开始逐步推进煤炭价格的市场化改革。在煤炭价格市场化逐步推进的背景下，以温州资本为代表的大量民间资本进入煤炭市场，在短短数年内，煤炭价格的市场机制开始逐步成型。同时，煤炭运输体系也在利益的驱动下开始快速发展。

市场化的煤价与管制的电价之间，成为触发“电荒”的第一个关键点。由于市场煤价较高，煤炭企业往往不愿意或者推迟供应合同电煤，却把大量的煤炭推向市场。遵循价高者得的基本原则，煤炭的供应早已打破了地域的界限。

在各方压力下，发电集团被迫直接进入市场购入电煤，而电煤价格不断攀高，加剧了发电企业的亏损，也进一步降低发电企业的生产积极性。这种模式显然不可持续。数据显示，超过43%的火电厂2010年出现了亏损。今年第一季度，五大发电集团的损失达到26亿元人民币。而2010年，五大发电集团已经在火电中损失了137亿元人民币，过去三年，其亏损总额也达到了600亿元人民币。

与此同时，各发电企业也不愿意囤积更多的煤炭库存，全国来看，4月底发电厂的煤储量不足以使用两周。对于很多发电企业来说，横竖都是亏损，持有更多的库存反而占用了更多的流动资金，是一种得不偿失的做法。

为了解决电价与煤价失衡的矛盾，2004年末开始，国家发改委颁布了与煤价联动的电价调整机制：如果半年中煤价上涨5%，电价在接下来的6个月中将会上涨相当于煤价上涨比例的70%。从实际执行情况来看，2004年以来，政府4次提高了电价，但整体幅度仅为32%，同期煤价上涨却超过150%。“联动”模式无法被真正执行，也成为制约电力供应的一个瓶颈。

“电网分离”加剧复杂性

“电网分离”等电力系统的改革也加剧了问题的复杂性。

从2002年开始，中国进行了大规模的“电网分离”的改革，改革的初衷是想引入市场竞争来推动电力市场的效率。在相关部委看来，将发电企业和电网企业分离，使其成为独立的法人实体，这有利于深化市场的竞争，并能有效降低终端用电企业的成本。

改革的初衷固然是良性的。然而，电网企业由于占据了渠道资源，其经营的风险也较小，也没有任何来自竞争对手的压力，因此，电网分离的改革引入的“竞争”完全被转嫁到了发电企业身上。而发电企业连年亏损，降低电价进行市场“竞争”也成为了一场空谈。同时，在发电企业不愿意亏损供电、整体电力供应偏紧的背景下，电网企业却没有太多的选择余地，保障电力供应而非降低电价成为了首要的目标。

与此同时，由于上网电价被严格管制，电网企业事实上处于了“旱涝保收”的地位，对于电网企业来说，其可以通过保障电网系统的正常运营，来赚取上网电价与终端销售电价之间的“保障利润”。而既然电网企业与发电企业之间已经成为了各自独立的实体，任何压缩电网企业利润的政策，都将引发电网企业们的强力反弹。

这种情况下，“电网分离”反而因为创造了更多的利益实体，并削减了原有电力集团的协同效应，造成了政策选择的两难。

用电方的掣肘

另外一端，用电方的利益却得到了某种程度的保护，这一点但却很少有人关注。事实上，用电方的利益诉求正是电力改革各种改革樊篱的存在、并一直未能取得明确突破的重要原因之一。

具体来看，阻碍电价改革的种种原因包括其影响到包括居民在内的各种终端用户，贸然放开可能导致居民无力承受、影响通胀上行、并加剧社会贫富分化等各种因素。

同时，由于以五大发电集团为代表的电力企业归属权在于中央政府，而以各类重工业为代表的用电方却在很大程度上代表了地方政府的利益，允许电价市场化将提高企业的成本，并影响地方的经济增速，这也成为了电价改革的另一个障碍。

需要指出的是，电价长期被压制在成本线以下，事实上意味着电力供应方在为电力需求方提供一定的补贴。这样的补贴是否应该存在，是否有存在合理性，却长期没有得到正面的讨论。从现状来看，发电企业用脚投票，减少电力供应量，最终造成了用户端利益的受损，这是一个“双输”的结局。从经济学的意义上来说，如果一方的利益长期受损，对于整体社会福祉来说，也将造成一种消耗。显然，这样的情况也是不可持续的。

电价市场化解忧

面临着大面积“电荒”，政策选择会如何呢？眼下，为了减少发电企业的亏损面和亏损幅度，提高发电企业的生产热情，国家发改委于近期小幅提高了全国数十个省区的上网电价。然而，一旦“电荒”持续并蔓延，政府又该怎么办呢？

梳理了上述的各利益体之间的关系后，相关的政策选择也就一目了然。在煤炭企业、发电企业、电网企业以及终端用户之间，第一个选择是压缩煤炭企业的利润，并要求其降价并保证煤炭供应。然而，由于煤炭价格已经基本市场化，通过行政手段来压制煤炭企业，其效果可能造成煤炭供应紧张，最终造成煤炭价格进一步上涨。

接下来的选择是补贴发电企业或者通过提高上网电价来激发其积极性，这也是目前政策的导向之一。需要指出的是，对发电企业进行直接补贴，等于承认电价管制失灵。同时，财政补贴事实上是用纳税人的钱补贴发电企业，最终埋单的仍然是纳税人，本质上等同于提高电价，但对电力供应方进行补贴，也可能造成“搭便车效应”，因为终端电价没有提高，用电越多的人，反而得到了更多的补贴，而用电少的人，却为用电多的人提供了补贴。

从整个社会目前的用电结构来看，可能造成的结果是，居民为重工业企业提供了补贴。而如果光提高上网电价，不提高终端电价，则意味着以牺牲电网企业的利益，来减轻发电企业的压力。正像我们上面指出的，这可能导致电网企业的反弹，但相对而言，这是目前较为可行的举措之一。

最终的解决方案，将是允许电价按照市场化机制来实行定价，即通过电力企业与用户端的供需见面来确定电价，而非简单的“煤电联动”，因为简单的联动等于回到成本定价法的窠臼——没有经过竞争消化的成本是伪成本。

这一定价机制的实现需要对电网企业进行输配分离，此举一方面可以淡化电网企业的牟利冲动，使其安于扮演“电力运输高速路”的角色，一方面可以使配电企业代表用户端与电力企业谈判电价。

能够反映市场真实需求的电价将促进发电企业之间的良性竞争，此时的煤炭价格将不再是抱怨和怠工的理由，而是必须消化的成本。如此一来，发改委也将摆脱分段监管、左支右绌的尴尬。

放开电价的初始阶段，电价可能会出现一段时间的上扬，但随着发电企业积极性的提高，长远而言电价将出现回落。

此外，允许电价上调，固然将在短期内提高通胀的水平，但长期的直接补贴和各种“隐性补贴”的存在，却是不可持续的。同时，提高电价也有利于提高终端用户“节能减排”的积极性，并为成本较高的太阳能和风能等新能源的发展拓宽市场空间。

此外，从很多国家的相关经验来看，能源价格的长期非市场化定价，也带来了各种浪费，而随着时间的推移，由于成本的提高以及财政的不堪重负，价格扭曲也不可能长期存在。