资料
一、前言
中国是仅次于美国的世界第二大电力生产国。到2011年底，电力总装机容量为4.4亿千瓦。历史上，中国曾经历大规模的电力短缺和电力过剩。20世纪50年代，电力供需平衡。20世纪60年代，中国开始经历长期的电力短缺，至1986年短缺超过了总发电量的20%。1997年中国的电力供需再次达到平衡。到1999年，电力过剩约10%。2002年下半年开始，局部电网开始出现电力短缺，并在两年时间内迅速扩散到全国大部分电网。到2011年，全国26个省(市、自治区)经历了电力短缺。火电厂的发电利用小时由1999年的4719小时增加到2011年的5988小时。2011年全年平均发电设备利用小时为5460小时，全社会用电量增长14.9%，工业用电增速尽管呈下降之势，但依然是推动全社会用电量高速增长的主要力量，全年工业用电量同比增长达16.4%。尽管当年新增发电装机有5100万千瓦，但电力短缺仍为自上世纪90年代以来最为严峻的一年。预测2005年中国新增发电装机将达7000万千瓦，电力缺口约为2500万千瓦。但是，影响电力供需平衡的主要矛盾已逐渐从装机总量不足转向其他如电煤供应短缺等方面。
林伯强(2004)对中国长期数据运用协整及向量误差纠正模型估计出了电力消费与经济增长之间的实证关系。根据所估计出的弹性系数，预测2011年的电力短缺为7%。此预测值与2011年实际的电力短缺十分接近。林伯强(2004)进一步估算7%的短缺会使GDP增长率下降0.64%。然而，对这7%的发电能力(设其经济寿命为30年)以及配套的输配电网的总投资仅是GDP损失的70%。并且，电力短缺造成的GDP损失是一次性的直接损失，它不包括对社会稳定及投资环境的负面影响所带来的间接损失。而为弥补短缺的发电能力以及配套的输配电网投入则可使用30年或更久。
为应对电力短缺，政府从扩大电力供应和降低电力消耗两个方面出台了各种措施，包括增加电力投资，取消用电大户的优惠电价，限制某些高耗能产业项目的过分扩张等。这些短期措施有效地缓解了电力供应的紧张状况，但是电力短缺仍然可能会延续至2006年。国企“以大为先”的经营特性、地方的保护政策，缺电对社会稳定的压力造成了对电源建设的过度投资，林伯强(2004)所预测的2007年的电力装机过剩基本已成定局。目前所面临的问题是，需求方的电力需求，供给方的产煤能力、运煤能力、设备生产能力、输配电能力，以及环境影响，是否得到充分的全盘的考虑?电力会不会由“硬短缺”转为“软短缺”?这一轮电力大投资有没有经过资源优化配置的过程?此外，还包括供电成本上升、电价是否上调或及时上调、电力发展的可融资金是否充足。对于中国这样快速增长的经济来说，如何避免未来的电力短缺已成为一个重要的学术和政治问题。
所有影响经济活动和消费模式的因素都将影响电力消费(Gellings，1996)，因此电力需求的短期波动难以预测。中国电力行业内部原动力和平衡应是解决大短缺大过剩的基本保证。而电力行业内部原动力和平衡只能通过电力体制改革来获得，因此改革是电力可持续发展的必需条件。中国电力是世界上发展最迅速的电力工业，目前的许多行业问题，例如大短缺、大过剩、价格、效率，给中国经济带来巨大损失。这些问题不仅有技术方面的原因(如需求预测)，更主要的还是行业管理的缺位、错位以及法律、监管框架不完善等方面的原因。电力行业经过多次改革，最近的和影响最大的是2003年拆分原国家电力公司，推进电力市场的改革。但改革的进程缓慢，结果和预计相去甚远。在形成电力市场的过程中，需要配套改革，如电价改革、煤价改革和国企改革。这些配套改革同电力市场改革本身一样难。中国的经济成就是改革开放的结果，政治社会稳定所提供的具有相对“确定性”(predictable)的商业环境则是经济发展的基础。开放是没有问题了，但稳定仍然需要不懈的努力，商业环境需要不断改善。电力有很强的社会政治敏感性，并直接影响商业投资环境。中国所有的改革进程都应以社会稳定为重，无论是“循序渐进”或“平行推进”(樊纲、胡永泰，2005)。因此，为保证社会稳定，中国电力市场改革将会是渐进的。电力是整个能源需求和供给的一个部分。电力与其他能源不仅是替代关系，还是协调发展的关系。一个有效的能源战略以及与此相对应的能源规划是电力发展的关键。
本文共分为7个部分。第二部分简单回顾电力体制改革及近期的电力市场改革，并分析电力市场改革应先考虑的几个重要的宏观问题；第三部分详细地讨论中国电价机制经历的一系列变革，目前改革的长期目标和短期重点。第四部分讨论电力短缺和过剩，着重说明国有企业的高度集中是电力行业许多基本问题的根源和国有企业改革的重要性。第五部分对实行“煤电联动”、煤价改革，以保证煤电协调发展提出建议。第六部分提出能源战略和规划的重要性和机构保证。第七部分是本文的结论。
二、电力行业体制改革
20世纪90年代以来，政府采取了一系列改革措施以提高电力行业的竞争力和效率。1996年颁布实施的《电力法》赋予电力企业作为商业实体的法律地位。1997年国家电力公司成立，负责电力行业商业运行的管理。对电力行业的行政监督和监管职能则移交给了国家发展和计划委员会以及国家经济贸易委员会。2002年4月，国务院出台了全国电力体制改革方案，提出电力体制改革的政策目标，拟采用的机制以及预期的效果。国务院明确电力行业的改革将分“十五”计划期间(2001-2005年)和“十五”计划后两阶段实施。电力体制改革是为了建立相应的电力市场，以便在发电市场引入竞争，是电力行业整体改革的一部分。应当说，电力体制改革是电力行业整体改革中最容易的一部分，电力行业整体改革任重道远。
2003年将原国家电力公司拆分为5个国有发电企业和2个国有电网公司(国家电网公司和南方电网公司)。2个电网公司都保留一定的装机容量(主要为水电和燃机机组)用于保障系统安全。国家电网公司负责管理原国家电力公司除南方5省电网以外的所有输电资产、区域电网之间的电力调度和清算，以及电网规划。国家电网公司之下成立5个区域性输配电子公司。南方电网公司则相应地负责经营云南、贵州、广西、广东和海南5省的输配电业务。同时，成立省电网公司，作为区域电网公司的子公司或分公司，负责省一级的输配电、系统运营、以及零售供电。配电业务应逐步实现财务上的独立核算。如果在同一地区存在多个供电企业，这些企业应共同组建有限责任或股份公司，并按照各自的调度资产比例分配资本权益。市和县级政府所有的电力公司仍维持独立于省电网公司。成立国家电力监管委员会(以下简称为“电监会”)作为电力行业的监管机构，负责监督和监管电力市场。修改《电力法》为电力行业的改革方案提供法律依据。撤销国家经贸委并将其职能分别划入国家发展和改革委员会(以下简称为“发改委”)和电监会。由发改委继续监管电价。对目前由国家电网公司和省电网公司下属的辅助实体、三产企业和多种经营企业进行重组。计划实行竞价上网机制，为电力市场运营和政府监督体系制定规则，建立竞争和公开的区域电力市场，并采用新的零售电价制定机制。针对电厂排放物制定环保电价优惠标准，鼓励无污染能源项目的发展。开展向大用户直接售电的试点探索工作，改变输电企业作为发电企业唯一买方的局面。
在“十五”计划之后逐步实施电价改革，所有主要的发电企业都应参与竞价上网，全国绝大部分地区应采用新的电价机制。上述步骤完成后，配电业务将逐渐分离，并在试点的基础上将竞价机制引入面向最终用户的售电环节。在特定的市场结构实施之前，先对现行的电价体系进行必要的改善是从现有的市场结构过渡到竞争市场的必要条件之一。
(一)电力市场改革进程
电监会提出未来电力市场结构的转变将遵循分步推进的原则，即在每一改革阶段逐步增加电力市场的竞争性和复杂程度。继1999年在东北三省、山东、浙江和上海开展电力市场的试点工作之后，电监会在2011年又分别在东北和华东开展区域电力市场的试点工作。目前已投入试运行的东北区域电力市场模型可简述如下。
阶段1，近期市场模型，是单一买者模型。该模型中，作为单一买者的区域电网公司可从以下3个途径购电：与区域内的发电厂签订双边合同购买，该电量应不低于本区域总电力需求的80%；在竞争性的现货市场购买不超过区域总电力需求的20%的电量；从其他区域的发电商买电。随后，单一买者将电力以核定的趸售电价趸售给省电网公司。省电网公司以核定的零售电价将电力销售给终端消费者。经允许的特大用户可以直接从发电厂购买电力。这样，东北电网公司既是系统运行机构也是电力现货市场的运行机构。阶段2，中期市场模型，是扩展的单一买者模型，其结构和近期市场模型基本一致，但电力供应市场的竞争性将得到进一步增强。竞争性现货市场所占的市场份额随着时间的推移将逐步增长。更多的大用户将被允许根据自己的电力需求直接向发电厂购电。阶段3，远期市场模型，即零售竞争市场模型，是一个完全竞争的市场模型，其中省电力公司和最终消费者都可以直接从发电厂或者电力经纪商处购买电力，市场运作更加复杂，最终消费者将可以直接从市场竞争中获益。从阶段1至阶段3的过渡没有时间表。
(二)电力市场改革应先考虑几个重要宏观问题
竞争性的电力市场应能为电力投资提供市场信号。政府改革的中期目标是在发电侧引入竞争机制来提高经济效率。电力短缺延缓了建立竞争性的电力市场的进程。尽管电监会不懈努力坚持继续推进区域电力市场建设计划，但在上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江等6个省份的竞争市场的试点工作有的已停止。然而，电力市场改革会继续进行，这会是一项长期而艰巨的任务，这主要基于3个原因：(1)需要配套改革，如电价与国企改革，这些配套改革同电力市场改革一样难；(2)需要制定法律法规以确保市场良性运行；(3)为保证社会稳定，电力市场改革将会是渐进的，因为电力有很强的社会政治敏感性，并直接影响投资环境。
从许多国家电力市场改革的历史看，有成功的，也有失败的。成功的也都经历过挫折。中国的高速经济增长，决定了电力市场改革应先考虑清楚几个重要宏观问题。
(1)必须最小化改革挫折的影响。很难预测电力改革将对电力供给产生什么样的影响。在电力需求增长低的国家，电力市场改革出问题，影响可能不大。而中国电力需求增长快，假如电力市场改革出问题，导致电力短缺，则可能对经济增长造成严重后果。一个不容忽视的问题是如何在改革的过渡期继续保持对电力行业进行监测和适当的规划。
(2)必须充分考虑与电力市场改革的相配套的改革。如果没有电价改革的支持，发电侧市场竞争不可能是真正意义上的竞争，也就不能引导正确的电力投资。另外，国企改革也需同时进行。电力行业国企高度集中，企业改革不到位会扭曲竞争。除此之外，煤价改革、能源机构改革都直接或间接地影响电力市场改革，没有相应到位的配套改革，电力市场改革本身走不了太远。
(3)电力市场改革应有利于资源的优化配置。大批电源项目将在2005年、2006年建成投产，预计到2010可能达到8亿千瓦。中国电力行业的发展相比其他国家(比如美国)，有两个有利因素：一是中国的大量装机处于一个信息时代，这给资源的优化配置提供了前所未有的技术条件。二是中国电力是一个相对统一的市场，尤其是能源环保标准全国统一。不像美国各州都有能源环保立法，环保标准不一，市场相对分裂。中国有可能进行资源的优化配置，中国的集中的大量装机更需要进行资源的优化配置。作为资源优化配置的重要手段，中国应大力推进全国联网实现电网间电量交换和互为备用，摒弃地方保护的观念和做法，使资源在尽可能大的范围内实现优化配置。
三、电价改革
中国目前的电价是“堆”起来的。电价一直是根据历史水平以及需要的新增费用(燃料、建设、运营与维修成本，以及规定利润的平均值)而行政性地决定(添加)。通常电价调整是由各省分别提出报发改委审批。电价调整制定是一个特别复杂而又敏感的问题，各级政府的许多职能机构以及各方的利益主体都参与协商过程。电费方案由省电力公司与省政府(主要是省物价局)联合起草，并报上级(主要是发改委)审批，需要较长时间的评估与协商。改革开放以来，中国电价机制经历了一系列变革。特别是1985年后推行的“还本付息电价”、“燃运加价”等项政策，对鼓励多家办电，扭转长期存在的全面缺电局面起到了作用。2001年后推行以“经营期电价”取代“还本付息电价”，则在促进电力企业加强管理、提高效率等方面取得一定的成效。
然而，历史形成的电价机制缺乏透明度和科学性。如分类过多，峰谷分时电价力度不够，分类电价不反映用户的用电成本，交叉补贴严重，无法正确引导电力投资等。一直以来，电力市场有买方卖方和价格，但不是实际意义上的市场。这就是为什么要建立电力市场。而电力市场的关键要素是电价。如果外部性成本(如环保成本)充分包含在电价中，竞争的价格机制是竞争和优化电力投资的最有效的手段。推动电力市场的发展，电价改革是必需的。随着电力市场改革、电力供求和市场结构的变化，高度集中的电价管理体制难以适应电力发展要求。
电价改革的长期目标是：将电价分解为发电价格(上网电价)、输配电价格和终端售电价格；发、售电价格由市场竞争形成；输配电是垄断业务，价格仍由政府管制。中短期改革的重点是：建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价形成机制；建立有利于促进电网发展的输配电价格形成机制；实现销售电价与上网电价联动；改善终端售电价格结构；推进大用户与发电企业间的双边交易。
电价改革的原则是：对企业，电价应鼓励有效投资，改进并保持电力工业的财务活力，取得预期的经济效率和财务目标。对政府，电价应反映电力供给的经济成本，保证充足的电力供应，促进电能的经济有效利用，在发电市场引入竞争，允许市场确定价格，对包括输配电服务的垄断业务实行经济监管(包括成本回收和改进效率的原则)。对消费者，电价应促进用户群体间的公平负担，考虑用户群的承受能力，以公开、透明的方式实现政府的社会目标。
电价改革在技术上应便于操作和理解。电价改革应与整个电力体制改革协调推进。根据电力行业的技术、经济特性，以及所需解决问题的重要性和难易程度，确立分阶段的改革目标和与之相适应的改革方式。在改革初期，必须对电力市场运行施以适当的行政控制，以实现向新体制的平稳过渡。电价改革，特别是过渡阶段的改革措施，应充分考虑电力需求增长潜力、投资特点和环境压力，把提高效率与促进增长、保护环境有机地结合起来。
2005年4月初，国家发改委出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。这3个办法，是根据国务院办公厅颁发的《电价改革方案》要求制定的，向电价改革的长期目标迈出了重要一步。内容涉及上网电价、输配电价、销售电价等方面，提出上网电价将与燃料价格实行联动。这些办法的出台为今后电价的具体制定和实施提供了原则依据。办法中涉及的“政府价格主管部门制定的上网电价，同一地区新建设的同类型发电机组将实行同一价格，并事先向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价也将逐步统一”，在目前具有重大实践意义。以前上网电价比较混乱，办法中的规定改变了同类机组在同一地方或类似地方不同电价的现象，将为以后的竞价上网奠定良好基础。输配电价和销售电价分类的具体核定仍需要大量工作。3个办法对中短电价改革没有太大影响。
(一)理顺并建立合理透明的电网价格是近期电价改革的重点
中国目前电网的收入来自于国家控制销售电价和上网电价的差价。在许多发达国家，输配电资产通常大于发电资产。据统计资料，从“一五”到“九五”期间国家对输配电投资占电力基本建设投资比例不超过25%，“十五”期间更为明显。电网建设滞后于电源建设。根据成本特性，输配电和发电在零售价中比例一般为输配电大，发电小。美国2003年该比例为53：47，而中国的比例为29：70，处于相反状态。目前发达国家输配电价中，每千瓦时德国为4.3美分；英国为3.8美分；巴西为1.9美分；中国目前每千瓦时只有1美分。因此无论从输配电价占销售电价的比重看还是从绝对水平看，中国都是比较低的。这是由于历史原因形成的。
电力短缺为增加发电能力提供了机会，然而电网建设没有引起足够的注意。近期的电源建设热潮可能导致输配电网滞后。中国2011年新增电力约为5100万千瓦。至2011年末中国对电力建设展开了宏观调控，有2.8亿-3.2亿千瓦的发电项目在建。这些电厂大多3年内建成。估计2005年全国新增发电能力为7000万千瓦。2006年和2007年则更多些。2003年和2011年的发电投资分别大约是280亿美元和400亿美元。2011年电网投资估计只有150亿美元。相对于大量新增的发电能力，必须相应增加电网投资，不然会成为今后几年电力行业与经济发展的“瓶颈”。但是，低电网电价使中国电网企业不能确定是否能回收电网成本。中短期内，电网是国企，只要国家愿意补贴，电网企业是可以不盈利甚至亏本以维持低电价。但是，如果以发电与电网50：50或60：40的投资比例，政府不可能为大规模电网投资提供足够的融资。那么，为电网融资的国有的商业银行是否也加入补贴的行列?不然，商业银行如何为不断亏损的电网融资。因此，长期是不可持续的。电网建设的落后会对电网安全构成威胁。当前出现的电力短缺，主要原因是装机不足，电网结构不合理也可能是缺电的一个重要因素，至少加剧了电力供应短缺的局面。更重要的是，电网定价机制的不明确会导致发电和输配电各方缺乏责任，不能激励发电和输配电各方提高效率，这就是理顺并建立合理透明的电网价格的重要所在。
电网发展和省际联网对中国有经济增长和可持续发展的双重意义。中国地域辽阔，地区之间生产力发展水平差异大，电网发展和有效的全国电网互联对提高电力行业效率和电力资源的优化配置有重要意义。中国的大量电力资源远离需求点。主要负荷集中在东部和中部经济发达地区，估计约占需求总量的3/4左右。用于发电的煤炭和水力资源主要分布在西部和北部。这种资源分布与消费状况决定了能源资源可以在全国范围内优化配置。通过建设特(超)高压国家电网，实现跨地区跨流域水火互济。尽管西部地区水电、天然气、煤炭等能源资源丰富，但却是中国最贫穷的地区。由于西部省份经济发展落后因而当地市场有限，资本匮乏，基础设施薄弱，这些地区的电力资源开发还很有限。西部省份的经济发展需要输电网等设施支持，以使电力资源运往东部和中部市场。然而，总的来说，中国的电网建设跟不上发电能力增长，电网投资不足，以及联网障碍，电力的不均衡使得有些地区发电能力过剩而有些地区不足。各区域电价水平差异大，南方电网销售电价高于西北电网约70%，发电价格高于西北电网61%。这表明中国电网的网际互联电力互换较弱，也意味着通过电网互联提高效率的巨大潜能。加强联网建设，可以提高电力在各省各地区间的可流动性，从而优化发电能力，提高应付局部短缺的能力。
(二)居民电价必须提高以反映其供电成本，考虑承受能力应是逐步增长
不同于许多国家，中国的电价是居民电价低而工业生产电价高。在电力市场比较完善的国家，居民支付的电价一般是工业的1.5-2倍，这是根据供电成本所决定的。平均而言，中国的居民电价比工业电价约低15%。根据对云南、广东、河南、河北、辽宁和江苏的长期边际成本的估算，中国的居民消费者是电价交叉补贴的主要受益者。低居民电价政策可能是近年来居民用电消费和高峰需求快速增长的原因之一。
据供电成本定价原则，居民电价应上调。然而，上调居民电价一般说来要达到两个目标：(1)减少电价交叉补贴(工业对居民)。(2)提高居民用电效率。由于目前中国居民用电占用电总额份额太小(大约11.2%，2011年)，提高居民电价对降低交叉补贴意义不是太大，因而对降低工业电价作用很小。这与其他国家不太一样，如美国的居民用电份额达到34%。其次，美国的居民电价是每千瓦小时8.7美分，而美国的人均收入是37610美元(2003年)。相比之下，中国人均收入只有1270美元(2011年)，目前的每千瓦小时5.4美分的居民电价，对大多数居民已经很贵，电费账单占家庭收入的比例不小，应该说，中国居民会很省电。居民用电的需求侧管理无疑应当是一项长期能源战略。但就现阶段而言，居民用电的需求侧管理对短期缺电的影响，尤其是对居民节约用电的影响，可能有，但不能高估。中国居民电价必须升高以反映其供电成本，并鼓励节约用电。但考虑到承受能力以及社会稳定，暂缓和逐步提高居民电价的做法是正确的。
四、电力行业的国有企业改革
估计目前国有电力占据国内电力90%左右的份额，外资和民营电力大概占10%。国有电力中，国资委管理的五大发电集团占35%，地方发电集团占65%左右。中国的非国有企业发展很快，在工业产值中所占的比重从最初(1950年)的1%到2001年的78%。小型国企的改革也使70%-80%的县市级国企实现改制或退出。然而，大型国有企业改革缓慢，影响了国企改革的深化、国有经济布局的调整以及国企的经济活力和竞争力。建立电力市场以便在发电侧引入竞争就已经将发电定为竞争性领域。这就要求政府在培植一批具有国际竞争力的国有大发电集团的同时，鼓励和提倡国有资本从发电竞争性领域退出。以引进战略投资者为重点，通过规范上市、中外合资、相互参股、兼并重组等多种途径，实现发电投资主体多元化。
(一)电力短缺，电力过剩，资源配置与环境保护
2011年中国24个省份经历了电力短缺，2005年将继续缺电，2006年电力可达到供需平衡。由于经济总量大了，电力短缺之痛比以往的任何时期都明显。目前在建装机容量估计在2.8亿到3.2亿千瓦之间，大部分将在3年以内投产发电。2011年装机容量为4.4亿千瓦，假定没有大量新批项目，又假定电力需求仍按每年约13%的高速增长，到2007年底估计装机容量过剩5000万千瓦。电力过剩虽然是浪费，但并不可怕。以中国的经济增长对电力的需求，过剩只要2年就可消化。对于至少可运营30-50年的电站，短期损失尚可以容忍。可是如从环保和资源优化配置角度看，不该上的项目上了，则可能对当地的经济和整体生态环境带来严重的破坏，影响将长达30-50年，或更长。
例如，位于云南省永善县和四川省雷波县之间的金沙江溪洛渡峡谷的溪洛渡水电站，总装机容量1260万千瓦，比三峡工程(总装机容量1820万千瓦)规模小些。溪洛渡水电站2003年8月动工。建成后将是金沙江上开工建设的第一座巨型水电站，在中国是仅次于三峡电站的第二大水电工程。在2005年1月18日国家环保总局宣布因违反《环境影响评价法》而停建的30个大型项目中，溪洛渡水电站工程名列其中，已经按要求停工。该工程环境影响评价文件的审批还在进行中。但无疑，由于前期投入巨大，电站终须建成。
对这样的大型水电站，其环境影响必须充分评价，进行资源优化配置。还必须充分引起社会关注，决策前反复讨论，否则对当地整体生态环境会带来长期严重影响。许多火电厂除污染空气外，对用水也有严重影响。电力短缺引起了各地无序圈地建设电厂。据报道，全国加快电力建设的同时，盲目无序建设电站项目之风愈演愈烈。全国违规开工项目总计达1.25亿千瓦。除了没有充分评价其环境影响，对于电厂布局、资源、交通、用水和最小成本是否有充分的评价考虑?很难想像，拆除一个100万千瓦大电厂的后果会怎样。
(二)电力装机过剩并不排除电力由“硬短缺”转为“软短缺”的可能性
估计2007年中国电力装机将过剩5000万千瓦。可以说，电力的“硬短缺”已经解决，虽然可能是以环境影响和资源浪费为代价。然而，电力装机过剩并不排除电力由“硬短缺”转为“软短缺”的可能性。从发电到消费者用电，必须有上游的煤炭生产、铁路运煤和下游的输配电网相配套。由于电力装机的快速增长，煤炭生产、铁路运煤和输配电网已经滞后。其一，预计2005年全年煤炭需求将超过21亿吨，煤炭供应缺口约在8000万吨左右。电煤的国家调控价不能与煤的市场价格同步调整而使得部分电煤合同不能顺利执行。其二，铁路运煤能力不足，目前中国每天的铁路运力的45%以上用于运煤，铁路货运能力处于严重超负荷状态，铁路运力挖潜已经接近极限。铁路用车满足率由2003年的52%下降到2011年的30%。在大规模铁路新运力到来之前(需要若干年)，铁路没有能力承受每年以15%以上速度增长的发电对电煤的运输需求。其三，相对大量建成的电厂，电网建设滞后。发出电来是否能顺利上网送出也存在很大风险。如果“软短缺”成为现实，其对经济的危害比“硬短缺”更大。
(三)国有企业的高度集中是电力行业许多基本问题的根源
电力投资的特性是资本密集型，国有电力始终是中国电力的主导投资者。电力行业是中国率先对私营开放和利用外资的行业之一。1986-1997年，中国经历严重的电力短缺，迫切需要电力投资。为吸引投资，政府对民营与外商开放电厂投资。对外国投资者参与通过购电协议保证一定投资回报。此时世界上许多大电力投资商来到中国寻求投资机会。至1997年，外资占中国电力资产投资的比例达到最高的14.5%。1998-2000年，中国经历了电力过剩。政府不再保证外商预定的投资回报率，这对吸引外资有一些负面作用。此时，电网也纷纷要求对外资电力项目的购电协议进行重新谈判，这对外国电力投资者带来了巨大的不确定性，严重影响了外国投资者的信心。其结果，2000-2001年间外资电力公司大量退出中国市场。如果说这期间外资退出是由于电力过剩，购电协议得不到履行。那么2011年外资的撤出则是逢高卖出，对国内电力发展前景仍不看好。电力行业国有企业的高度集中是电力行业许多基本问题的根源：其一，国企“以大为先”的经营特性可能造成电力的大量过剩。其二，国企高度集中会“挤出”(crowdingout)民营与外国投资。其三，减缓电力体制改革的进程，使结果和预计相去甚远。其四，限制了部门效率的改善。
如果没有政府部门的需求预测和电力发展规划的充分约束，那么国有电力企业很容易按国企的“以大为先”的经营特性，投资超过需要的供电能力。在正常的情况下，“以大为先”的经营特性不容易发挥。然而当电力严重短缺时，政府会缩短审批程序并批准不在计划内的电力项目。审批电力项目的政治社会压力则起到推波助澜的作用，甚至许多项目没有经过审批程序就开始动工。此外，长期以来，由于发电项目通常采用由电力部门与当地政府合资的所有制结构，地方政府有政治与财政上的动机，在本地区发展电力项目。因此，电力项目资金的充足加上不现实的增长预期(基于2002年与2003年近15%增长率)，开始了新一轮的电力大投资。五大发电公司都规划到2010年装机翻倍。由于束缚更小，地方发电集团的扩张则有过之而无不及。至2011年末政府对电力建设展开了宏观调控，但由于大量发电项目在建，损失可能已经造成。2003和2011年的发电投资分别大约是280亿美元和400亿美元。值得注意的是，这一轮的电力大投资基本上没有大民营与外资的参与。
电力部门国企的高度集中会“挤出”民营与外国投资。由于电力投资特性的资本密集型，需要保证长期回报率，这使民营外资电力很难快速做出投资决策。他们比国企需要考虑更多的问题，如电、煤价格上涨不同步，电力调度的公平性和透明度，特别是当电力供给出现过剩时，如何与国企进行公平竞争等。因此，在国内资金充足的情况下，私营与外资很容易被国企“挤出”。民营和外资不敢轻易投资中国电力的原因很多。最重要的一点是对电力赢利前景不看好。至今电力体制改革只是在机构形式上拆分了国电公司，这离形成真正的电力市场，仍然有很大的差距。尽管电监会一直在努力地推进竞价上网，但国有企业最重要的是维持运营，由于电力投资特性的资本密集型，不可能关闭电厂。国有的银行也很难停止发放贷款。那么，竞争的底线在哪儿?谁能卖最低?因此，国企的高度集中还会减缓电力市场改革的进程。
高度集中的国营发电企业还限制了部门效率的改善。2003年，中国的平均销售电价为每千瓦小时5.6美分，美国为7.4美分。第一，美国发电装机结构是以天然气为主，2003年燃煤发电加水电是42%，而中国发电装机结构是以燃煤为主，燃煤发电加水电是95%。显然，美国发电装机结构要比中国发电装机结构贵得多。由发电装机结构所决定的燃料费用也要比中国的高得多(尽管近几年中国煤价上涨，但总的来说燃料费用仍比美国低得多)。第二，输配电和发电在零售价中比例美国2003年为53：47，而中国的比例为29：70。第三，2011年底中国装有并运行脱硫装置的发电机组仅占火电机组总数不到10%。美国则基本上脱硫。如果相对比而考虑环保成本，中国的平均销售电价不比美国低。至今，发电企业从零售价中得到的收益比例比美国同行高，燃料费用少，为什么中国电厂回报率低，甚至大面积亏损?另一方面，这也说明了中国的低电价是以牺牲环境为代价的。
大量新增电厂建成后可能面临运煤费用上涨或缺煤。由于不能充分调整最终用户电价，电力部门无法通过电价把这部分成本转移出去。历史上实际电价增长较快，1985-1991年间，平均实际电价年增长率为0.7%；1991-1997年的平均年增长率为6.7%；1997-2003年的平均年增长率为5.8%。然而，近年来电价的上升幅度明显滞后于煤价上涨。尽管政府目前通过“煤电联动”允许电价上涨，以部分化解电煤价格涨幅，但绝大部分煤价涨幅仍需要发电企业依靠自身提高效率来消化。2005年初，电力企业纷纷要求上调上网电价。已有多个省份向发改委上报了电力提价方案。电力行业投资几乎全部为借贷融资，电厂亏损会给银行带来不良贷款。因此，当电力供求形势出现逆转、利润率大幅下滑时，电力企业和银行的压力都会非常大。现在就可以想像这样的情境：终端燃料价格的上涨，电价有限的提高，电力过剩导致发电小时减少，电力企业普遍亏损，电力企业在国内金融机构融资地位将发生变化，通过国内资本市场及电力企业上市融资也会由于电力部门的融资地位变化而受影响。
中长期来看，中央与地方政府的资金也不足以为大规模电力投资融资。因此，保证电力持续发展，需要民营与外商的参与。政府需要积极有效地鼓励民营企业与外商投资电力，重要的不只是资金，也不只是先进的管理经验和技术，而在于营造一个良好的商业与竞争环境，提高部门效率。同时，必须推进发电企业的私有化，提高民营资本与外资在国内电力的份额。较大的非国企份额可以提高电力行业财务纪律性(6nancial discipline)。在电力工业重组的基础上，为推动电力市场提供条件。
五、电价改革与煤价改革，以保证煤电协调发展
电力和煤炭行业存在很强的关联性。中国煤炭多、油气少的能源资源特性决定了电力发展以燃煤发电为基础。电力的发展离不开煤炭，燃料开支是电力运营最为重要的成本项目之一。因此，电力改革的成败不仅取决于本身行业改革，而且必须有煤炭行业改革为配套。
(一)煤炭价格的“双轨制”和“煤电联动”
中国煤炭价格一直很低，煤炭行业长期处在微利和亏损。从1981年开始到2001年的21年中，有20年国有重点煤矿整体亏损。从2000年下半年开始，煤炭需求增加，煤炭价格迅速回升，之后连年创历史新高。电力是主要的煤消费者，2011年电力部门消费占总煤炭消费的55%。由于电价上调远低于发电用煤的价格上涨，连年走高的煤炭价格使发电企业的财务状况受到严重威胁。如2011年，国有重点煤矿发电用煤价格上升15.3%，而电价只上升
4.5%，这样，尽管火电厂的发电利用小时当年已增加到5988小时，全国大多电厂仍处于微利和亏损。
煤炭供求关系自20世纪90年代初逐步市场化，价格仍是“双轨制”。煤价市场化与电煤价格的政府管制并存。煤炭“双轨制”指两种价格：市场价格与部分电煤的国家调控价。2011年，2.8亿吨电煤执行国家调控价，约占电煤年总消耗量的30%、全国煤炭消耗总量(19多亿吨)的15%。电煤市场价高于其调控价，2005年初电煤市场价与调控价的平均差价大约是40元。电力与煤炭部门间的冲突成为2003和2011年电力短缺的一个原因。由于上网电价和最终用户电价由政府控制，冲突主要集中在不断升高的煤价和不能及时上调的电价。2003年开始，尽管电力短缺，一些电厂因拒绝接受上涨的煤价而不能满负荷运营。燃料成本约占电厂总生产成本的60%，因而煤电之争已经影响到经济的正常运行，是个亟待解决的难题。
2005年初，备受关注的“煤电联动”方案终于出台。该方案的实施是为了解决在“市场煤”和“计划煤”的价格双轨制下，煤电行业双方在价格上的协调。方案的首次“煤电联动”以2011年9月的电煤车板价格为基础，根据6-11月的电煤车板平均涨幅，按照公式测算调整发电企业上网电价和用户销售电价。电煤涨幅的30%由发电企业承担。原则上不少于6个月为一个煤电联动周期，如果周期内平均煤价变化幅度达到和超过5%，相应调整电价；如果不到5%，则下一个周期累计计算。在销售电价与上网电价联动方面，各类用户中居民电价、农业电价、中小化肥电价保持稳定，一年内最多调整一次。“煤电联动”引起许多争论，尤其是针对其可实施性。
政府为了抑制电价上涨而控制电煤价格，联动方案进而把“煤电联动”限定在一定的范围内。2005年初，政府干预煤炭衔接会，要求衔接会严格执行协商定价的3条原则，即坚持供需双方协商定价，已签订合同的按合同确定的价格执行，未签订合同的电煤，在8%的幅度内由供需双方协商确定。结果是：之前电力企业与煤炭企业签订的中长期合同现在很难执行，煤炭企业提出中长期合同中的价格应根据现价再核定，接近市场价格才能接受；电方不同意，因为电价不能跟着提高。原则提出的8%的涨价幅度亦难履行。煤炭衔接会上，煤电双方很难衔接，计划内电煤签约率像往年一样继续下降。
由于仍把电煤价格增长控制在8%，计划内电煤的合同能否被顺利执行难以保证，这就为2005年的电厂的正常运营埋下了隐患。中国煤炭净出口量近两年来迅速减少，煤炭价格基本与国际市场接轨。预计2005年国际市场煤炭价格将进一步上涨20%左右。2005年中国新增煤炭产量约1.5亿吨，全年原煤产量将超过20亿吨，而煤炭需求可能超过21亿吨，供应缺口大约是8000万吨。不难预测，中国煤炭价格上涨会超过8%。煤电之争事实上反映了煤的供求关系以及电价机制问题。双方都有充分的理由。对煤方来说，能卖高为什么要卖低?电厂虽然是大主顾，但由于电煤价格低，不再是煤方的供应首选；对电方来说，由于电价不能涨，买高了利润下降。既然电厂无论如何是煤的大主顾，煤电合同仍会执行，但不会执行得很好，也很难保证电煤质量。高差价会使煤矿多发市场价煤，对计划内电煤则可能有煤不给、故意少发或迟发。2003年电煤质量下降问题已开始显露，至2011年这一现象进一步扩大，发电用煤的热值下降造成的损失目前还难以估计，但电力企业无疑将为此付出代价@。电厂的燃煤锅炉是根据电煤质量而设计的，煤质下降会导致一系列后果，如机组检修成本增大和煤耗增加等。这样，电厂因计划内电煤合同无法顺利执行而遭受的损失可能大于从电煤限价中得到的好处。因此，限制性的“煤电联动”表面上是为了衔接“市场煤”和“计划电”，解决计划内电煤合同的执行，但由于其限制性，仍难保证计划内电煤合同的顺利执行。
(二)“双轨制”的改革选择
“煤电联动”，但把计划内电煤价的涨幅控制在一定范围，在煤炭需求大于供给的情况下，并不能保证电煤合同的顺利执行。只有当计划内电煤价与市场煤价接近或一致，电煤合同才可顺利执行。这有两种选择：选择一，政府可以像控制电价一样控制煤价，使“计划内外”的煤价一致，就可以确保煤电合同的顺利执行。但是，控制煤价是煤炭市场化改革的倒退。煤炭市场化改革的进程不能逆转，这是共识。计划内电煤价最终要与市场价并轨，争论的焦点只是何时到位，一步到位还是逐步到位。选择二，不控制计划内电煤价，让其与市场价并轨，由供求关系决定，同时也适当调高电价。选择二的可行性是基于如下几个考虑。
(1)涨电价会使消费者不高兴，缺电会使消费者更不高兴。政府从社会安定，减少经济波动出发希望稳步操作“煤电联动”，本身没有错。但是，计划内电煤合同不能顺利执行而导致的缺电对社会稳定性和投资环境的不良影响是众所周知的。其次，如果把全国当成一个整体，计划内电煤价与市场价并轨导致的煤电涨价所造成的是各个利益集团的利益再分配，但缺电所造成的损失则是国民经济的净损失。电力短缺对经济增长的负面影响显然高于煤电涨价的负面影响。再次，短缺为计划内电煤价最终与市场价并轨提供了一个好时机。当短缺时，消费者总是比较容易理解并接受涨价。因此，应该利用时机理顺煤价，加速煤炭市场化改革。
(2)目前电煤的市场价和计划内电煤价的差价平均大约在15%(40元左右)。通过建立一个简单的电力企业财务模型进行测算，计划内电煤价与市场价并轨后，平均每度电的上网电价需上涨6%，零售电价上涨3%。因为计划内电煤只是电煤年总消耗量的30%，平均每度电的上网电价只需上涨2%。而且根据“煤电联动”原则，煤价涨幅的30%由发电企业承担，只有70%反映为电价上调。这样，以2011年平均上网电价每度电0.33元计，并轨大约只需平均上网电价每度电上调0.5分。因此，并轨对上网电价影响不会太大。
(3)不完善的煤炭价格机制造成的扭曲，不仅造成煤炭行业的效率损失、增加政府财政负担和评价煤炭企业经营成果的难度，也间接导致其他行业能源使用的浪费，增加国民经济结构调整的难度。煤炭完全市场化使价格成为有效的短期工具，在煤短缺的情况下，煤价升高能够抑制需求，增加煤供给。
(三)“双轨制”改革的影响
“双轨制”并轨的短期影响意味着利益集团的利益再分配。“双轨制”并轨本身对整体煤炭价格短期上涨的影响不会很大，但煤炭企业的收入会由此增加近120亿元。根据“煤电联动”原则，发电企业承担煤价涨幅的30%，大约在40亿元。并轨将使每度电平均上网电价上调0.5分，基本由下游工业企业承担(80亿元的电力费用)。由于对后续行业成本上涨的影响不大，并轨不会由此引起宏观经济大的起伏。当然，这里的计算仅限在“双轨制”并轨的短期影响，不包括整体煤炭价格由于供需不平衡而上涨的影响。
煤炭企业显然需要煤价上升来增加企业积累和投资安全设备，近5年(1998-2003年)，煤炭行业的净资产利润率只有2.6%，其中1998年和1999年为负利润率，即便是煤炭价格最好的2011年，行业净资产利润率也只有6.0%。长期以来，煤炭价格过低使煤矿的退出成本不能从中得到反映。煤矿会因资源枯竭而关闭，关闭前企业需要大量资金用于转产和人员安置，这些费用必须预先提取计入成本，否则所需资金没有来源。所以，煤炭价格不仅应包括生产耗费，确保合理的投资收益率，而且必须包括资源、煤矿退出、发展和环境成本等，这是煤炭工业可持续发展的前提。2003年和2011年满负荷和超负荷生产状态使煤炭安全生产缺乏基本保障。据统计，2011年全国煤炭产量的61%的生产能力具备安全生产条件；20%需要进行安全系统改造，8%的安全状况不达标；还有11%不具备基本安全生产条件需要关闭。此外，生态环境压力凸现。主要煤炭产区水土流失和土地荒漠化严重，泥石流、滑坡等地质灾害频繁，植被覆盖率低，生态环境十分脆弱，采煤沉陷问题突出@。这些严重影响了煤炭开发和区域经济的发展。
“双轨制”并轨对整体煤炭价格中长期的影响有可能是中性。第一，目前煤炭交易中间环节的费用占到终端煤价的50%-70%。如果理顺电煤价可以减少缺煤的预期，且有益于交易秩序的整顿，并轨可以减少中间环节费用，降低终端煤价。第二，近期煤价的上升不是因为煤炭生产成本的增加，而是煤炭需求增加所造成的。煤价涨上去会引导投资很快地进入可盈利的煤矿生产能力建设项目。如2011年，煤炭行业固定资产投资达到85亿美元，同比增长60.8%，远远高于全社会固定资产投资增速和工业投资增速。煤价的上涨还会刺激煤炭生产。2005年1月份中国原煤产量同比增加达33.4%。在目前的供需情况下，产量提高至少会减轻煤价进一步上涨的压力。第三，理顺煤价可以更有效地引导煤炭投资，提高煤炭行业的效率也可以起到降低煤价或缓解煤价上涨压力的作用。最后，电厂是最大的煤用户，并轨后总是可以讨价还价取得低于市场的煤炭价格。
长期看来，今后几年燃煤火电装机大幅增加将导致煤炭长期需求大幅增长，这是当前大批火电项目在建的必然结果。中国2011年燃煤火电装机为3.25亿千瓦(美国2003年为3.36亿千瓦)。到2007年，中国燃煤火电装机可能达到5.3亿千瓦，到2010年可能达到6.5亿千瓦，是目前美国燃煤火电装机的近两倍。中国电煤消费量2000年是5亿多吨，至2011年已接近10亿吨，除非采取措施减低煤消费量，否则到2010年可能接近20亿吨。从供应方面说，近年来各类煤矿大多数处于满负荷和超负荷生产状态，虽然煤价上涨会使投资迅速进入煤矿生产能力建设，但短期与中期的煤炭供需将仍会是供不应求。
并轨将使煤炭市场化改革上一个新台阶。尽管并轨对整体煤炭价格影响可能是中性，煤炭需求大幅增长的预期将继续对煤价上涨形成压力，最终导致后续行业成本上涨和通货膨胀。政府应尽量减轻煤价上涨压力。首要措施就是保证煤炭运输，运输不畅会增加煤炭终端价格上涨压力。其二，减少煤炭经营中间环节，可使煤炭终端价格下降。如果严格实施2005年颁布的《煤炭经营监管办法》，可以规范煤炭经营和交易。政府鼓励可循环经济发展也会使单位产品的能耗下降，从而使煤炭需求下降。最后，为保证中国煤炭长期稳定安全供应能力，需要政府加强资源和行业管理。中国的煤炭行业集中度很低，现有各类煤炭企业已达2.63万家。2011年乡镇小煤矿产量及增幅虽然都比较高(分别占全国的35%和60%)，但企业普遍存在技术与管理水平差、生产效率低、经营成本高等问题。因此，政府应该鼓励规模生产，加强安全生产，尽快扭转上述局面。