魏远：从“电荒”看火电命运

淡季电荒折射出火电前景堪忧，治理电荒需要走出多重误区，从体制着手，并排除既得利益者的干扰。

2010年12月以来，受全国能源运行紧张、长江中下游严重干旱、省内煤矿停产整顿等多种因素叠加的影响，湖南、浙江等华南省份电煤电力供需矛盾不断加剧，“电荒”不期而至。到2011年5月初，湖南全省电力供需缺口超过400万千瓦，拉闸限电30%以上，是全国缺电最严重的省份之一。虽然最近的大雨让湖南由久旱转急涝，暂时遏制了缺电形势的进一步恶化，但本轮“电荒”引发的思考不应就此止步。

“电荒”背后

“电荒”是电力危机的显性表达方式，具体的成因不尽相同。改革开放以来，我国大缺电的历史大致可以分为三个阶段。在改革开放初期，政府独家办电，电力投资匮乏，导致上世纪90年代中期以前电力供应始终紧张。后通过集资办电才扭转局面。亚洲金融[3.32 0.00%]危机时期，我国经济全面减速，电力供应普遍过剩，中央据此决定“三年不开工新项目”，电力建设陷入停滞，过度行政管制最终酿成2004年前后全国大面积拉闸限电。后通过项目放闸和五大发电集团快速扩张而缓解。今年以来，起于淡季的用电紧张局面不断蔓延，宣告近7年来最严重的“电荒”已然来临。但与以往不同，本轮“电荒”的瓶颈不是电力装机的“硬短缺”，而是煤电价格的“软制约”。这其中湖南的样本最为典型。

湖南缺煤、少水、无油、无气，一次能源资源开发利用强度全国最大。据统计，截至2010年底，湖南在役煤矿995座(年产原煤约7000万吨)，发电装机2718.98万千瓦时(火电1399.96万千瓦，水电1299.36万千瓦，新能源19.66万千瓦)。无论是煤炭开采强度，还是水电开发强度，均远高于全国平均水平。

尽管缺电严重，但火电产能释放并不充分，电煤采购十分困难。今年1至5月，湖南省10大统调火电企业累计调运电煤1170万吨，同比增加3.4%；日均电煤库存105.7万吨，平均可用天数不足9天；全省1400万千瓦火电装机中，只有700万千瓦有煤发电。

煤电价格矛盾非常突出，火电企业亏损严重。“十一五”期间，湖南火电累计亏损超过50亿元，企业资产负债率急剧攀升至95%，离整体破产仅一步之遥。截至2011年5月底，五大发电集团在湘9家火电企业中已有5家资不抵债，行业生态岌岌可危。

煤电价格倒挂制约火电燃料采购，电煤不足压制火电产能释放，是本次湖南“电荒”的根源，也是全国“电荒”的缩影。随着我国能源供应体系市场化改革的不断深入，电力危机已经从行业内部扩展到了产业链的上下游，扩展到了市场环境的治理。

火电前景堪忧

纵观改革开放30年来的3次“电荒”，均有政府管理落后于社会发展的身影。在改革开放百业待兴之时依然独家办电，在重化工业迅猛增长之际贸然停止新建电厂，在能源市场化面前仍然崇尚价格管制，这多少让人看不到火电的未来。

其实，我国能源资源禀赋以煤为主，煤变电是煤炭目前最清洁、最有效的利用方式。因此，在相当长的时期内，实现煤炭洁净利用仍将是中国未来能源体系建设的主题，火电清洁发展依旧是保障中国电力[1.98 -0.50%]供应的主力军，能源市场化、国际化的潮流已不可逆转，行政主导的计划经济思维已不合时宜；我们必须深刻认识到煤电产业安全运行与持续发展的潜在制约，进而从体制机制和市场治理上阻断“电荒”频发的路径，否则电力产业链条的起伏，将继续鞭打中国经济发展的大局。

目前，“电荒”已经从要素危机(发电产能短缺)演变为效益危机(企业亏损严重)。分析起来，火电安全发展还隐藏着若干择机而动的隐性危机；归纳起来，主要包括资源边界、体制缺陷、发展误区等三个方面，必须从战略上提前应对。

资源环境边界。火电安全运行与可持续发展需要煤、水、土地和环境支撑。一是煤炭不可再生。虽然从总量上看，我国是富煤国家，已探明储量占世界探明总量的33.8%，但人均剩余可采储量90吨，仅为世界平均值的55.4%。二是水资源分布不平衡。我国是贫水国家，特别是煤炭资源富集的西北地区，水资源极度匮乏。居民生活用水都难以保障，工业用水空间就更加狭小。三是土地资源宝贵。建电厂要占地，开煤矿要圈地。中国国土面积虽然广袤，但可用地、宜居地并不多。四是环境承载能力有限。一方面在全球气候变暖催生世界经济低碳发展的大背景下，中国作为全球第一大碳排放国面临的国际减排压力与日俱增；另一方面我国西北地区冰川消退、冻土解冻也时刻警示我们保护环境刻不容缓。

总而言之，人均资源环境的局促，决定了我国火电发展必须尽快完成“需求推动型”向“资源边界型”的转变。即便中国将来成为全球最发达的经济体，我们也不能以发达国家人均用电水平作为参照系，来规划我们的火电发展，而是量体裁衣，把提高效率作为主攻方向，走具有中国特色的内涵式发展之路。

体制机制缺陷。有报道称，“市场煤、计划电”是本轮“电荒”的体制原因。其实追根究底，国家现行的电力建设项目核准体制早在火电项目布点之初就埋下了效益危机的伏笔。

我国电力体制改革在2002年底迈出“厂网分家”第一步之后，再无下文。近10年来，全国电力工业发展成果显著，但问题同样突出。首先，项目规划缺失。按职责，目前我国涉电主管部门并不少，发改委、能源局、环保部、电监会等多个部委都设有电力管理的职能部门，并从国家层面制订了电力产业战略规划，但只有总量控制，具体到项目布局与建设规划上，却形成了真空，以致战略规划与项目建设常常脱节，实际产能配置难言合理。其次，企业跑马圈地。中国从来不缺乏投资冲动，在国有资本主导的电力行业尤为突出。厂网分家后，中央地方大小各类发电企业各显神通，纷纷围攻国家发改委要指标、批项目，非理性发展乱象丛生，以致许多火电项目投产之时，就是亏损之日。再有，电网垄断至上。由于输配没有分开，电网既是唯一买家，也是唯一卖家，特别是通过建设特高压，电网企业以跨区送电之名，行垄断经营之实，与电力市场化改革的初衷背道而驰，进一步恶化了火电企业的市场环境。

电力作为公共产品，政府有保障供给的义务；电力同时也是商品，企业经营电力有获得收益的权力。所以，在体制机制建设上，我们必须看到电力需求具有刚性难以简单替代、电力建设周期漫长缺乏快速弥补短缺的能力、电力生产与消费同时完成稍有差池就会问题显著等技术经济特性，既充分发挥市场的资源优化配置作用，又合理定位政府的职能。因此，最行之有效的办法是改项目核准制为项目招标制。由国家主管部门根据能源产业发展规划，按照适度超前发展的原则，适时开展火电建设项目前期研究，形成项目开发特许权后，再面向社会公开招标项目法人。这样做，一方面由政府把握电力建设的必要性，可以避免火电建设大起大落；由另一方面由市场判断电力项目的经济性，可以防控企业经营的效益危机。

发展认识误区。最近，有关当前“电荒”属结构性缺电和加大跨区送电化解局部地区电力短缺的言论甚嚣尘上。这在战略上非常短视。第一，不考虑火电企业持续亏损形势下的效益危机，无视山西、河南、贵州等传统煤电资源丰富省份同样缺煤停机、拉闸限电的现实，仅仅从装机容量上静态判断电力富余与短缺，显然存在以偏概全之嫌。第二，在煤炭资源富集的西北地区建设大型煤电基地，虽然会形成规模优势，但也会带来市场垄断，而且对当地脆弱的生态环境也是一种致命打击。第三，大电网的安全风险不容忽视。2008年，南方冰冻灾害已经暴露出电网十分脆弱。如果全国电网联成一片，就如同一个人造电力海洋，在“蝴蝶效应”下，任何一次小的安全事件都有可能引发一场“电力海啸”，遑论战争威胁。第四，特高压输电经济上不划算。“远输煤、近输电”早已成为国内外公认的客观规律。前不久，国内23名专家联名上书总理，恳请国家谨慎推广特高压建设，主要理由是在同等运能条件下，特高压交流线路投资是铁路的40倍，运行能耗是铁路的1.15倍。一旦建成，将会是重大的历史性错误。

如果上述认识误区不除，政府主管部门不站在顶层设计的高度，下大决心，花大力气排除既得利益集团的干扰，瞄准“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的战略目标，重新架构中国电力市场化改革、低碳化发展的战略路径，中国式“电荒”就不会有终结之时，中国火电也将难有出头之日。

当务之急

目前，在装机总量中，火电占比70%以上；在发电总量中，火电占比80%以上。因此，围绕火电，协调煤电关系，保障电煤供应，释放火电产能自然成为缓解当前“电荒”的关键所在。

早在2005年，国家就出台了煤电价格联动机制，但在防通胀的考量下，始终未能得到很好的执行。据统计，2005年以来，电煤价格累计涨幅接近200%，而火电上网电价仅上调了17%。巨大的价格缺口，已经让火电企业不堪重负。事实上，在市场波动与资源环境的制约下，“低价而短缺”对经济社会发展的危害要比“高价而自觉调整需求”的影响大得多。从这个意义上讲，用几分钱的代价撬动经济结构优化调整，对中国战略转型难言坏事。

近年来，在煤电行业之间价格博弈下，还夹杂着中央与地方、社会与个人的利益争衡。据媒体调查报道，一吨煤从出矿到电厂，中间环节的非煤费用约占终端价格的60%，折射出煤炭流通环节到了非治不可的地步。如果依然沿用限制重点电煤价格、约谈主要煤炭企业、下发《关于切实保障电煤供应稳定电煤价格的紧急通知》文件等惯例手段来应付，而不在煤炭价格透明上动真格，在订货合同兑现上出措施，火电企业就没有重新站起来的能力，当前“电荒”也就没有缓解的可能。

(作者为大唐集团公司湖南分公司总经理)