能源产业改革和电网发展

国务院发展研究中心的研究报告提出了一个值得关注和思考的问题。去年全国有20多个省（市、自治区）出现了拉闸限电现象。从发展态势看，在相当长的时期内，我国电力需求仍将保持较高的增长速度，缺电形势还会继续。去年的缺电固然有电源建设不足的原因，但在一定程度上也是电网“瓶颈”造成的。一些电网的主网架相对薄弱，电网结构不合理，限制了电网对供电资源的调配能力。电网建设不足，不仅会导致电力资源的严重浪费，而且会影响电力系统稳定运行。我国终端销售的电价水平和电价结构不合理，影响了电网系统的盈利水平和投资能力。因此，有必要在电网运行新体制的基础上，理顺输配电价，加强电网建设，促进国民经济持续健康快速发展。

由于电力大面积短缺，学术界对前几年在能源领域，特别是电力行业进行的改革议论纷纭，甚至疑虑丛生。如何看待旨在鼓励竞争、推进市场化的电力行业改革，显然需要澄清许多问题。

能源的生产和消费具有独特复杂的技术经济特征，能源产业亦是一个涉及范围广、产业链条长的庞大综合性产业领域。经济学理论和各国的实践表明，煤、石油、天然气等初级能源的开采，甚至电源的生产具有较强的竞争性，输电、配电、天然气输送和城市配气等能源运输环节具有自然垄断的特征，而水能、核能的利用则在环境和安全领域具有较强的外部性。

不同领域和环节的不同技术经济特征，导致了全球能源产业多样的市场竞争格局、产业组织形态，也决定了政府的不同管理和干预方式。能源领域的电力产业和天然气产业运输和配送等网络型产业，由于不完全竞争、不完全信息和外部性而存在市场失灵的现象，所以需要政府的适当干预。传统上，世界大多数国家在这些行业都是采用国有、国营和纵向一体化的垄断经营方式，这是处理市场失灵的一种选择。

过去20多年中，技术进步、市场化、全球化等因素导致了全球能源产业的市场结构、企业组织形式和所有制形式的重大变化。一方面，石油开采、炼制和销售领域形成了国家、乃至全球性寡头垄断的格局。另一方面，对电力、天然气等垄断行业进行市场化改革成为发达国家和发展中国家的共识。传统的国有、国营和纵向一体化模式被打破，不同国家按照产业环节对能源市场进行了切分。在可以竞争的领域开放准入，引入竞争。在不能开放竞争的领域，尽管仍然实行国有国营，但都强调市场原则和经济核算的公司化经营，加强了政府的监管。

美国、英国等发达市场经济国家是能源领域产业结构、企业所有制和监管体系改革的先行者。美国、加拿大等少数国家对于能源领域的电力和天然气的运输和配送等网络型产业，则采用了民营企业垄断经营、政府进行严格监管的更加接近市场的模式。但是，去年北美的大规模电网崩溃危机，又在一定程度上引起了人们对这种模式的怀疑。

从上世纪80年代初开始，中国在能源部门的各个产业领域就开始了多项改革，包括产业结构调整和企业制度改革。特别值得提出的是，中国在80年代中期就部分放开了发电行业的投资准入，实现了投资主体的多元化。中国实行这项改革甚至早于包括英国在内的欧洲许多市场经济国家。

中国政府在不断地推进企业改革和行业结构调整的过程中，同步进行了能源领域政府管理体制的改革。在能源部门中可竞争的产业领域，中国逐步有限度地放开了行业准入，并主要通过行政主导的产业重组，构造了市场主体和可竞争的结构，希望迅速形成合理的竞争格局，尽可能以更加市场化的方式配置资源。而在具有自然垄断环节的电力输配、天然气运输和城市配气等领域，中国按照不同环节的技术经济特征进行了产业拆分，其目的是探索如何在可竞争的环节引入竞争，并同时加强对非竞争部分的专业化监管。

经过20多年的持续的市场化改革，中国在能源领域逐步实现了政企分开，政府从市场竞争参与者转变为市场规则的制定者和执行者。不同的利益主体和不完全竞争的市场结构，要求政府成为公正、独立和专业化的市场监管者，以解决市场失灵的问题，维护市场竞争的公平，特别要重点保护消费者的利益。这就要求建立明确的行业法律法规框架、专业的监管机构、透明的监管程序、合理的监管权力划分和高素质的监管队伍，对行业准入、价格、市场行为、服务质量、普遍服务、安全生产、环境保护等方面进行监管。

经过这几年的改革，人们认识到，现代监管的核心是监管活动的法制化，按照公正、透明、专业、诚信和权力制衡的原则维护市场竞争的秩序。在能源领域建立现代监管体系方面，中国还有很长的路要走。从总体上讲，我国能源管理体制虽然已经进行了重大改革，但现代监管体系的建设滞后。从广义的制度意义上说，现代监管体系应该包括完善的法律环境、专业化的行业监管机构、多维度的行业自律和消费者权益保护。

从目前的情况看，中国的监管规则不完善，监管机构不健全，延缓了行业有效竞争格局的形成，使具有自然垄断特性行业的总体效率低下、服务价格不合理、行业发展受制约、消费者权益受损等问题没有有效解决。行业管理部门习惯于担当国有资产的所有者，娴熟于传统的行政手段管理，没有树立起按公平的规则、透明的程序依法监管的现代监管理念。部门权力缺乏制衡、决策过程透明度低、人为干扰因素大、决策的随意性较强。

从去年的电力短缺中，我们对电力生产和输配体制改革又加深了认识，其中最重要的是两点：

一是市场经济能够发挥优化资源配置功能的奥秘在于竞争，特别是卖方的竞争，而卖方竞争只能是在供大于求的情况下形成。当然，对于一般竞争性行业，价格可以自由波动，供不应求会引起价格上涨，价格上涨会使生产者有利可图，从而吸引更多的投资者和更多的生产者，生产能力在市场信号的引导下迅速扩大，于是卖方竞争几乎成为市场经济的常态。问题是对于自然垄断行业，价格是政府管制的，投资是政府审批的，同时又通常具有建设周期长的技术特点，所以供不应求的情况并不能在市场价格的引导下得到缓解。在计划经济时期，某些“瓶颈”部门造成的短缺，几乎也成了我国经济社会的常态。以至于到目前为止，在那些市场准入严格、行政审批繁琐、垄断程度高的领域，短缺问题迟迟得不到解决，市场经济的优点难以显现，市场主体的行为严重扭曲。

例如，原来设想的“竞价上网”的改革模式，在电力严重短缺的情况下就难以做到。随着新一轮经济增长出现，我国工业也出现了重工业化的现象，工业特别是高耗能行业的用电成了带动去年用电增长的主要原因（当然这里有电价政策问题）。虽然国务院在去年初作出了加大电力建设规模的决定，经过电力设备制造和建设部门携手努力，才使全年投产的大中型发电机组首次接近了3000万千瓦，到年底全国发电装机总容量已达3.86亿千瓦。但新增的近3000万千瓦装机仍弥补不了几年来的电力欠账缺口。从电力供应看，预计2004年全国将新增发电装机3500万千瓦，年底总装机将达到42000万千瓦，同比增长9％。从电力需求看，预计2004年全国用电增长速度为12％左右，需电量将达到21100亿千瓦时左右。

此外，受去年用电需求快速增长的拉动，全年全国火电设备平均利用小时已达到5760小时，比上年增加488小时。在创下1990年以来最高运行小时纪录的同时，也说明现有发电潜力已基本挖尽，机组安全运行的隐患不容忽视。因此，进入今年以来全国已先后有16个省、自治区、直辖市出现拉闸限电情况，其中缺电较为严重的有浙江、四川、山西、湖南、江苏、江西和福建7个省，数量和程度都明显超过了去年同期。预计到今年夏季和冬季用电高峰期间，缺电的省、自治区、直辖市的数目和缺电程度可能会超过去年。

我国政府已经决定要逐步放开能源领域的部分准入限制，鼓励各种社会资本特别是国内民营资本的进入。但至少到目前为止，尚缺乏具体、公开、透明的准入规则和准入程序。其结果是社会资本进入不足，全面有效的竞争格局难以形成。为此，应该进一步放开电力行业的市场准入，允许和鼓励各种经济成分的资金进入电力行业。这不仅有利于缓解电力紧张的局面，而且有利于电力行业竞争格局的真正形成。

二是正如国务院发展研究中心课题组所指出的，我国多年来在投资决策和资金分配上严重地存在着“重发、轻供、不管用”的倾向，导致了电网能力严重不足。去年国家决定加大对于电源建设投资，据估计发电能力不足有望从2006年起得到缓解。但是如果输配电能力没有相应增长，就有可能形成更大程度的“卡脖子”和窝电现象。据测算，在未来若干年中，我国电网与电源合理的投资比例宜保持1∶1左右。以此为标准，根据国家“十五”和“十一五”期间电源建设投资规划，电网配套投资将分别高达5800亿和9000亿左右，其中，国家电网公司的投资则分别为4700亿和7200亿元，相应的资本金需要940亿元和1440亿元。

问题是实行公共财政以后，财政对电网进行的投资是越来越少了。所以，眼下就应该赋予电网自身具有商业可持续发展的能力。也就是说，应该让电网的输配服务能够收取可以弥补成本、获得一定利润的价钱，在市场上得到合理的补偿和永续发展。

对包括电力、天然气在内的垄断业务的价格监管，我国一般采用成本补偿加合理利润的定价办法，但由于缺乏对企业成本构成的严格标准，价格监管实际上没有形成对企业经营成本的有效约束，导致成本失控、价格过高、影响下游产业发展和人民生活质量。这可能是问题的主流。

但是，在有些情况下，也存在用行政审批的办法故意压低某个产业环节价格的现象，人为制造下游产业的虚假利润，从而抑制了这些环节的发展，成为国民经济的“瓶颈”。我国某些高耗能产业的虚高利润和盲目发展，就是建筑在我国低能源价格（目前有些地方仍然对这些行业实行不合理的优惠电价）基础上的。

目前，电网企业从电力购销差价中无法弥补输配电成本。以2002年为例，国家电网公司从独立发电公司购电所产生的亏损为每度电0.17分（不计财务成本），计入财务成本之后，则为1.29分。电网公司自身积累能力弱导致巨大电网投资资金缺口。以国家电网公司为例，取消电力建设基金和供电贴费后，用于发展的资本性资金来源锐减，“十五”期间电网建设资本金缺口预计在550亿至600亿元之间；“十一五”期间电网建设资本金缺口在800亿至900亿元之间。据估计，若维持当前的电价结构和水平，国家电网公司的财务状况将不断恶化，资产回报率将由2002年的0.5％下降到2010年的－1.7％，同期的负债/股本比率则由56％上升到192％，并在2005年出现亏损。

判断我国输配电价格水平的高低，必须选择合适的比较对象。我国的输配电业务具有如下三个特点：地域分布广；负荷中心与能源中心相距较远；工业用电占全社会用电的绝大部分。资料表明，我国输配电价无论是绝对水平还是其占终端销售电价的比例在所比较的国家和地区中均是最低的。参考这些具有可比性的国家的情况，我国的输配电价占终端销售电价的合理比例应为40％左右，而目前只有24.6％。

在现有电价体制下，电网投资越多，电网公司还本付息的负担越大，盈利压力也越大，投资的积极性越缺乏。这不符合电力体制改革的初衷。因此，长期而言，建立独立、规范的输配电价机制，使输配电价真正能够反映输配电真实成本并予以合理回报是理顺电价、改善电价结构的核心。应该坚持对电网实行“统一规划、统一建设、统一调度和统一管理”的原则，容许社会各类资金参股电网公司。当然，引入社会资金进行电网投资的前提是有一个合理的回报机制。在逐步提升输配电价的同时，对电网公司的资产进行进一步重组，从而使其管理水平和投资回报符合资本市场要求，以达到将电网公司整体上市的目的。电网公司重组上市不仅可以获得新的可持续的市场融资渠道，而且将使公司的治理结构和日常运作更加符合市场要求。

作者为国务院发展研究中心副主任