林伯強：中國電力工業(yè)發(fā)展：改革進程與配套改革

　　「內容提要」本文簡單回顧了電力體制改革及近期的電力市場改革。文章分析了電力市場改革應先考慮幾個重要宏觀問題和一系列相關的配套改革，詳細地討論了中國電價機制經歷的一系列變革，目前改革的長期目標和中短期改革重點，說明了國有企業(yè)的高度集中是電力行業(yè)許多基本問題的根源和國有企業(yè)改革的重要性。文章還對“煤電聯動”、煤價改革，以保證煤電協(xié)調發(fā)展提出了建議。文章進一步討論了中國能源問題，提出能源是中國經濟增長的“硬約束”，節(jié)能、環(huán)保和能源戰(zhàn)略規(guī)劃的重要性和機構保證，以及開展充分的能源經濟研究是能源戰(zhàn)略規(guī)劃的必需條件。

　　「關鍵詞」電力行業(yè)改革/配套改革/煤電聯動/能源戰(zhàn)略

　　一、前言

　　中國是僅次于美國的世界第二大電力生產國。到2004年底，電力總裝機容量為4.4億千瓦。歷史上，中國曾經歷大規(guī)模的電力短缺和電力過剩。20世紀50年代，電力供需平衡。20世紀60年代，中國開始經歷長期的電力短缺，至1986年短缺超過了總發(fā)電量的20％。1997年中國的電力供需再次達到平衡。到1999年，電力過剩約10％。2002年下半年開始，局部電網開始出現電力短缺，并在兩年時間內迅速擴散到全國大部分電網。到2004年，全國26個�。ㄊ�、自治區(qū)）經歷了電力短缺�；痣姀S的發(fā)電利用小時由1999年的4719小時增加到2004年的5988小時。2004年全年平均發(fā)電設備利用小時為5460小時，全社會用電量增長14.9％（注：其中第一產業(yè)用電量占2.8％，同比增長2.7％；
第二產業(yè)用電量占74.8％，同比增長16.4％；
第三產業(yè)用電量占11.2％，同比增長15.2％；
城鄉(xiāng)居民生活用電量占11.2％，同比增長8.2％。），工業(yè)用電增速盡管呈下降之勢，但依然是推動全社會用電量高速增長的主要力量，全年工業(yè)用電量同比增長達16.4％（注：尤其是金屬礦采選業(yè)、金屬冶煉壓延加工業(yè)和交通運輸設備制造業(yè)等重工業(yè)行業(yè)的用電量增長率維持在20％以上。）。盡管當年新增發(fā)電裝機有5100萬千瓦，但電力短缺仍為自上世紀90年代以來最為嚴峻的一年。預測2005年中國新增發(fā)電裝機將達7000萬千瓦，電力缺口約為2500萬千瓦。但是，影響電力供需平衡的主要矛盾已逐漸從裝機總量不足轉向其他如電煤供應短缺等方面。

　　林伯強（2004）對中國長期數據運用協(xié)整及向量誤差糾正模型估計出了電力消費與經濟增長之間的實證關系。根據所估計出的彈性系數，預測2004年的電力短缺為7％。此預測值與2004年實際的電力短缺十分接近。林伯強（2004）進一步估算7％的短缺會使GDP 增長率下降0.64％。然而，對這7％的發(fā)電能力（設其經濟壽命為30年）以及配套的輸配電網的總投資僅是GDP 損失的70％。并且，電力短缺造成的GDP 損失是一次性的直接損失，它不包括對社會穩(wěn)定及投資環(huán)境的負面影響所帶來的間接損失。而為彌補短缺的發(fā)電能力以及配套的輸配電網投入則可使用30年或更久。

　　為應對電力短缺，政府從擴大電力供應和降低電力消耗兩個方面出臺了各種措施，包括增加電力投資，取消用電大戶的優(yōu)惠電價，限制某些高耗能產業(yè)項目的過分擴張等。這些短期措施有效地緩解了電力供應的緊張狀況，但是電力短缺仍然可能會延續(xù)至2006年。國企“以大為先”的經營特性、地方的保護政策，缺電對社會穩(wěn)定的壓力造成了對電源建設的過度投資，林伯強（2004）所預測的2007年的電力裝機過剩基本已成定局。目前所面臨的問題是，需求方的電力需求，供給方的產煤能力、運煤能力、設備生產能力、輸配電能力，以及環(huán)境影響，是否得到充分的全盤的考慮？電力會不會由“硬短缺”轉為“軟短缺”？這一輪電力大投資有沒有經過資源優(yōu)化配置的過程？此外，還包括供電成本上升、電價是否上調或及時上調、電力發(fā)展的可融資金是否充足。對于中國這樣快速增長的經濟來說，如何避免未來的電力短缺已成為一個重要的學術和政治問題。

　　所有影響經濟活動和消費模式的因素都將影響電力消費（Gellings ，1996），因此電力需求的短期波動難以預測。中國電力行業(yè)內部原動力和平衡應是解決大短缺大過剩的基本保證。而電力行業(yè)內部原動力和平衡只能通過電力體制改革來獲得，因此改革是電力可持續(xù)發(fā)展的必需條件。中國電力是世界上發(fā)展最迅速的電力工業(yè)，目前的許多行業(yè)問題，例如大短缺、大過剩、價格、效率，給中國經濟帶來巨大損失。這些問題不僅有技術方面的原因（如需求預測），更主要的還是行業(yè)管理的缺位、錯位以及法律、監(jiān)管框架不完善等方面的原因。電力行業(yè)經過多次改革，最近的和影響最大的是2003年拆分原國家電力公司，推進電力市場的改革。但改革的進程緩慢，結果和預計相去甚遠。在形成電力市場的過程中，需要配套改革，如電價改革、煤價改革和國企改革。這些配套改革同電力市場改革本身一樣難。中國的經濟成就是改革開放的結果，政治社會穩(wěn)定所提供的具有相對“確定性”（predictable）的商業(yè)環(huán)境則是經濟發(fā)展的基礎。開放是沒有問題了，但穩(wěn)定仍然需要不懈的努力，商業(yè)環(huán)境需要不斷改善。電力有很強的社會政治敏感性，并直接影響商業(yè)投資環(huán)境。中國所有的改革進程都應以社會穩(wěn)定為重，無論是“循序漸進”或“平行推進”（樊綱、胡永泰，2005）。因此，為保證社會穩(wěn)定，中國電力市場改革將會是漸進的。電力是整個能源需求和供給的一個部分。電力與其他能源不僅是替代關系，還是協(xié)調發(fā)展的關系。一個有效的能源戰(zhàn)略以及與此相對應的能源規(guī)劃是電力發(fā)展的關鍵。

　　本文共分為7個部分。第二部分簡單回顧電力體制改革及近期的電力市場改革，并分析電力市場改革應先考慮的幾個重要的宏觀問題。第三部分詳細地討論中國電價機制經歷的一系列變革，目前改革的長期目標和短期重點。第四部分討論電力短缺和過剩，著重說明國有企業(yè)的高度集中是電力行業(yè)許多基本問題的根源和國有企業(yè)改革的重要性。第五部分對實行“煤電聯動”、煤價改革，以保證煤電協(xié)調發(fā)展提出建議。第六部分提出能源戰(zhàn)略和規(guī)劃的重要性和機構保證。第七部分是本文的結論。

　　二、電力行業(yè)體制改革

　　20世紀90年代以來，政府采取了一系列改革措施以提高電力行業(yè)的競爭力和效率。1996年頒布實施的《電力法》賦予電力企業(yè)作為商業(yè)實體的法律地位。1997年國家電力公司成立，負責電力行業(yè)商業(yè)運行的管理。對電力行業(yè)的行政監(jiān)督和監(jiān)管職能則移交給了國家發(fā)展和計劃委員會以及國家經濟貿易委員會。2002年4月，國務院出臺了全國電力體制改革方案，提出電力體制改革的政策目標，擬采用的機制以及預期的效果。國務院明確電力行業(yè)的改革將分“十五”計劃期間（2001～2005年）和“十五”計劃后兩階段實施。電力體制改革是為了建立相應的電力市場，以便在發(fā)電市場引入競爭，是電力行業(yè)整體改革的一部分。應當說，電力體制改革是電力行業(yè)整體改革中最容易的一部分，電力行業(yè)整體改革任重道遠。

　　2003年將原國家電力公司拆分為5個國有發(fā)電企業(yè)（注：這5個獨立發(fā)電企業(yè)分別是中國華能集團，中國華電集團，中國電力投資集團，中國國電集團和中國大唐集團。）和2個國有電網公司（國家電網公司和南方電網公司）。2個電網公司都保留一定的裝機容量（主要為水電和燃機機組）用于保障系統(tǒng)安全。國家電網公司負責管理原國家電力公司除南方5省電網以外的所有輸電資產、區(qū)域電網之間的電力調度和清算，以及電網規(guī)劃。國家電網公司之下成立5個區(qū)域性輸配電子公司（注：華北電網（包括山東），東北電網（包括內蒙東部），西北電網，華東電網（包括福建），以及華中電網（包括重慶和四川）。）。南方電網公司則相應地負責經營云南、貴州、廣西、廣東和海南5省的輸配電業(yè)務。同時，成立省電網公司，作為區(qū)域電網公司的子公司或分公司，負責省一級的輸配電、系統(tǒng)運營、以及零售供電（注：明確在“十五”期間，省電網公司不必對輸電和配電資產實施拆分和重組。）。配電業(yè)務應逐步實現財務上的獨立核算。如果在同一地區(qū)存在多個供電企業(yè)，這些企業(yè)應共同組建有限責任或股份公司，并按照各自的調度資產比例分配資本權益。市和縣級政府所有的電力公司仍維持獨立于省電網公司。成立國家電力監(jiān)管委員會（以下簡稱為“電監(jiān)會”）作為電力行業(yè)的監(jiān)管機構，負責監(jiān)督和監(jiān)管電力市場。修改《電力法》為電力行業(yè)的改革方案提供法律依據。撤銷國家經貿委并將其職能分別劃入國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱為“發(fā)改委”）和電監(jiān)會。由發(fā)改委繼續(xù)監(jiān)管電價。對目前由國家電網公司和省電網公司下屬的輔助實體、三產企業(yè)和多種經營企業(yè)進行重組。計劃實行競價上網機制，為電力市場運營和政府監(jiān)督體系制定規(guī)則，建立競爭和公開的區(qū)域電力市場，并采用新的零售電價制定機制。針對電廠排放物制定環(huán)保電價優(yōu)惠標準，鼓勵無污染能源項目的發(fā)展。開展向大用戶直接售電的試點探索工作，改變輸電企業(yè)作為發(fā)電企業(yè)唯一買方的局面。

　　在“十五”計劃之后逐步實施電價改革，所有主要的發(fā)電企業(yè)都應參與競價上網，全國絕大部分地區(qū)應采用新的電價機制。上述步驟完成后，配電業(yè)務將逐漸分離，并在試點的基礎上將競價機制引入面向最終用戶的售電環(huán)節(jié)（注：尚未明確究竟是配電和零售兩者都分離，還是僅分離零售。2000年末曾就此問題進行了討論，但還有待于將來解決。）。在特定的市場結構實施之前，先對現行的電價體系進行必要的改善是從現有的市場結構過渡到競爭市場的必要條件之一。

　　（一）電力市場改革進程

　　電監(jiān)會提出未來電力市場結構的轉變將遵循分步推進的原則，即在每一改革階段逐步增加電力市場的競爭性和復雜程度。繼1999年在東北三省、山東、浙江和上海開展電力市場的試點工作（注：政府還對兩個關于電力行業(yè)改革現狀和發(fā)展方向的技術咨詢報告進行了研究。這兩個報告分別是亞洲開發(fā)銀行在1999年～2001年7月期間完成的《中國電力行業(yè)改革戰(zhàn)略》、以及世界銀行2001年出版的《培育中國電力市場的競爭機制》。這兩個報告都總結了試點市場取得的經驗，明確了進一步深化改革以確保整個改革計劃成功的必要性。）之后，電監(jiān)會在2004年又分別在東北和華東開展區(qū)域電力市場的試點工作。目前已投入試運行的東北區(qū)域電力市場模型可簡述如下。

　　階段1，近期市場模型，是單一買者模型。該模型中，作為單一買者的區(qū)域電網公司可從以下3個途徑購電：與區(qū)域內的發(fā)電廠簽訂雙邊合同購買，該電量應不低于本區(qū)域總電力需求的80％；
在競爭性的現貨市場購買不超過區(qū)域總電力需求的20％的電量；
從其他區(qū)域的發(fā)電商買電。隨后，單一買者將電力以核定的躉售電價躉售給省電網公司。省電網公司以核定的零售電價將電力銷售給終端消費者。經允許的特大用戶可以直接從發(fā)電廠購買電力。這樣，東北電網公司既是系統(tǒng)運行機構也是電力現貨市場的運行機構。階段2，中期市場模型，是擴展的單一買者模型，其結構和近期市場模型基本一致，但電力供應市場的競爭性將得到進一步增強。競爭性現貨市場所占的市場份額隨著時間的推移將逐步增長。更多的大用戶將被允許根據自己的電力需求直接向發(fā)電廠購電。階段3，遠期市場模型，即零售競爭市場模型，是一個完全競爭的市場模型，其中省電力公司和最終消費者都可以直接從發(fā)電廠或者電力經紀商處購買電力，市場運作更加復雜，最終消費者將可以直接從市場競爭中獲益。從階段1至階段3的過渡沒有時間表。

　�。ǘ�）電力市場改革應先考慮幾個重要宏觀問題

　　競爭性的電力市場應能為電力投資提供市場信號。政府改革的中期目標是在發(fā)電側引入競爭機制來提高經濟效率。電力短缺延緩了建立競爭性的電力市場的進程。盡管電監(jiān)會不懈努力堅持繼續(xù)推進區(qū)域電力市場建設計劃，但在上海、浙江、山東、遼寧、吉林和黑龍江等6個省份的競爭市場的試點工作有的已停止。然而，電力市場改革會繼續(xù)進行，這會是一項長期而艱巨的任務，這主要基于3個原因：（1）需要配套改革，如電價與國企改革，這些配套改革同電力市場改革一樣難；
（2）需要制定法律法規(guī)以確保市場良性運行；
（3）為保證社會穩(wěn)定，電力市場改革將會是漸進的，因為電力有很強的社會政治敏感性，并直接影響投資環(huán)境。

　　從許多國家電力市場改革的歷史看，有成功的，也有失敗的。成功的也都經歷過挫折。中國的高速經濟增長，決定了電力市場改革應先考慮清楚幾個重要宏觀問題。

　�。�1）必須最小化改革挫折的影響。很難預測電力改革將對電力供給產生什么樣的影響。(點擊此處閱讀下一頁)

　　在電力需求增長低的國家，電力市場改革出問題，影響可能不大。而中國電力需求增長快，假如電力市場改革出問題，導致電力短缺，則可能對經濟增長造成嚴重后果。一個不容忽視的問題是如何在改革的過渡期繼續(xù)保持對電力行業(yè)進行監(jiān)測和適當的規(guī)劃。

　�。�2）必須充分考慮與電力市場改革的相配套的改革。如果沒有電價改革的支持，發(fā)電側市場競爭不可能是真正意義上的競爭，也就不能引導正確的電力投資。另外，國企改革也需同時進行。電力行業(yè)國企高度集中，企業(yè)改革不到位會扭曲競爭。除此之外，煤價改革、能源機構改革都直接或間接地影響電力市場改革，沒有相應到位的配套改革，電力市場改革本身走不了太遠。

　　（3）電力市場改革應有利于資源的優(yōu)化配置。大批電源項目將在2005年、2006年建成投產，預計到2010可能達到8億千瓦。中國電力行業(yè)的發(fā)展相比其他國家（比如美國），有兩個有利因素：一是中國的大量裝機處于一個信息時代，這給資源的優(yōu)化配置提供了前所未有的技術條件。二是中國電力是一個相對統(tǒng)一的市場，尤其是能源環(huán)保標準全國統(tǒng)一。不像美國各州都有能源環(huán)保立法，環(huán)保標準不一，市場相對分裂。中國有可能進行資源的優(yōu)化配置，中國的集中的大量裝機更需要進行資源的優(yōu)化配置。作為資源優(yōu)化配置的重要手段，中國應大力推進全國聯網實現電網間電量交換和互為備用，摒棄地方保護的觀念和做法，使資源在盡可能大的范圍內實現優(yōu)化配置。

　　三、電價改革

　　中國目前的電價是“堆”起來的。電價一直是根據歷史水平以及需要的新增費用（燃料、建設、運營與維修成本，以及規(guī)定利潤的平均值）而行政性地決定（添加）。通常電價調整是由各省分別提出報發(fā)改委審批。電價調整制定是一個特別復雜而又敏感的問題，各級政府的許多職能機構以及各方的利益主體都參與協(xié)商過程。電費方案由省電力公司與省政府（主要是省物價局）聯合起草，并報上級（主要是發(fā)改委）審批，需要較長時間的評估與協(xié)商。改革開放以來，中國電價機制經歷了一系列變革。特別是1985年后推行的“還本付息電價”、“燃運加價”等項政策，對鼓勵多家辦電，扭轉長期存在的全面缺電局面起到了作用。2001年后推行以“經營期電價”取代“還本付息電價”，則在促進電力企業(yè)加強管理、提高效率等方面取得一定的成效。

　　然而，歷史形成的電價機制缺乏透明度和科學性。如分類過多，峰谷分時電價力度不夠，分類電價不反映用戶的用電成本，交叉補貼嚴重，無法正確引導電力投資等。一直以來，電力市場有買方賣方和價格，但不是實際意義上的市場。這就是為什么要建立電力市場。而電力市場的關鍵要素是電價。如果外部性成本（如環(huán)保成本）充分包含在電價中，競爭的價格機制是競爭和優(yōu)化電力投資的最有效的手段。推動電力市場的發(fā)展，電價改革是必需的。隨著電力市場改革、電力供求和市場結構的變化，高度集中的電價管理體制難以適應電力發(fā)展要求。

　　電價改革的長期目標是（注：國務院于2003年出臺了《電價改革方案》（國辦發(fā)[2003]62號）文件，決定對電價進行改革，逐步建立與社會主義市場經濟體制相適應的電價形成機制。）：將電價分解為發(fā)電價格（上網電價）、輸配電價格和終端售電價格；
發(fā)、售電價格由市場競爭形成；
輸配電是壟斷業(yè)務，價格仍由政府管制。中短期改革的重點是：建立與發(fā)電環(huán)節(jié)適度競爭相適應的上網電價形成機制；
建立有利于促進電網發(fā)展的輸配電價格形成機制；
實現銷售電價與上網電價聯動；
改善終端售電價格結構；
推進大用戶與發(fā)電企業(yè)間的雙邊交易。

　　電價改革的原則是：對企業(yè)，電價應鼓勵有效投資，改進并保持電力工業(yè)的財務活力，取得預期的經濟效率和財務目標。對政府，電價應反映電力供給的經濟成本，保證充足的電力供應，促進電能的經濟有效利用，在發(fā)電市場引入競爭，允許市場確定價格，對包括輸配電服務的壟斷業(yè)務實行經濟監(jiān)管（包括成本回收和改進效率的原則）。對消費者，電價應促進用戶群體間的公平負擔，考慮用戶群的承受能力，以公開、透明的方式實現政府的社會目標。

　　電價改革在技術上應便于操作和理解。電價改革應與整個電力體制改革協(xié)調推進。根據電力行業(yè)的技術、經濟特性，以及所需解決問題的重要性和難易程度，確立分階段的改革目標和與之相適應的改革方式。在改革初期，必須對電力市場運行施以適當的行政控制，以實現向新體制的平穩(wěn)過渡。電價改革，特別是過渡階段的改革措施，應充分考慮電力需求增長潛力、投資特點和環(huán)境壓力，把提高效率與促進增長、保護環(huán)境有機地結合起來。

　　2005年4月初，國家發(fā)改委出臺了《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》。這3個辦法，是根據國務院辦公廳頒發(fā)的《電價改革方案》要求制定的，向電價改革的長期目標邁出了重要一步。內容涉及上網電價、輸配電價、銷售電價等方面，提出上網電價將與燃料價格實行聯動。這些辦法的出臺為今后電價的具體制定和實施提供了原則依據。辦法中涉及的“政府價格主管部門制定的上網電價，同一地區(qū)新建設的同類型發(fā)電機組將實行同一價格，并事先向社會公布；
原來已經定價的發(fā)電企業(yè)上網電價也將逐步統(tǒng)一”，在目前具有重大實踐意義。以前上網電價比較混亂，辦法中的規(guī)定改變了同類機組在同一地方或類似地方不同電價的現象，將為以后的競價上網奠定良好基礎。輸配電價和銷售電價分類的具體核定仍需要大量工作。3個辦法對中短電價改革沒有太大影響。

　�。ㄒ唬├眄槻⒔�立合理透明的電網價格是近期電價改革的重點

　　中國目前電網的收入來自于國家控制銷售電價和上網電價的差價。在許多發(fā)達國家，輸配電資產通常大于發(fā)電資產。據統(tǒng)計資料，從“一五”到“九五”期間國家對輸配電投資占電力基本建設投資比例不超過25％，“十五”期間更為明顯。電網建設滯后于電源建設。根據成本特性，輸配電和發(fā)電在零售價中比例一般為輸配電大，發(fā)電小。美國2003年該比例為53∶47，而中國的比例為29∶70，處于相反狀態(tài)。目前發(fā)達國家輸配電價中，每千瓦時德國為4.3美分；
英國為3.8美分；
巴西為1.9美分；
中國目前每千瓦時只有1美分。因此無論從輸配電價占銷售電價的比重看還是從絕對水平看，中國都是比較低的。這是由于歷史原因形成的。

　　電力短缺為增加發(fā)電能力提供了機會，然而電網建設沒有引起足夠的注意。近期的電源建設熱潮可能導致輸配電網滯后。中國2004年新增電力約為5100萬千瓦。至2004年末中國對電力建設展開了宏觀調控，有2.8億～3.2億千瓦的發(fā)電項目在建。這些電廠大多3年內建成。估計2005年全國新增發(fā)電能力為7000萬千瓦（注：中國電力企業(yè)聯合會對2005年中國電力形勢的預測，《人民日報》，2005年3月22日。）。2006年和2007年則更多些。2003年和2004年的發(fā)電投資分別大約是280億美元和400億美元。2004年電網投資估計只有150億美元。相對于大量新增的發(fā)電能力，必須相應增加電網投資，不然會成為今后幾年電力行業(yè)與經濟發(fā)展的“瓶頸”。但是，低電網電價使中國電網企業(yè)不能確定是否能回收電網成本。中短期內，電網是國企，只要國家愿意補貼，電網企業(yè)是可以不盈利甚至虧本以維持低電價。但是，如果以發(fā)電與電網50∶50或60∶40的投資比例，政府不可能為大規(guī)模電網投資提供足夠的融資。那么，為電網融資的國有的商業(yè)銀行是否也加入補貼的行列？不然，商業(yè)銀行如何為不斷虧損的電網融資。因此，長期是不可持續(xù)的。電網建設的落后會對電網安全構成威脅。當前出現的電力短缺，主要原因是裝機不足，電網結構不合理也可能是缺電的一個重要因素，至少加劇了電力供應短缺的局面。更重要的是，電網定價機制的不明確會導致發(fā)電和輸配電各方缺乏責任，不能激勵發(fā)電和輸配電各方提高效率，這就是理順并建立合理透明的電網價格的重要所在。

　　電網發(fā)展和省際聯網對中國有經濟增長和可持續(xù)發(fā)展的雙重意義。中國地域遼闊，地區(qū)之間生產力發(fā)展水平差異大，電網發(fā)展和有效的全國電網互聯對提高電力行業(yè)效率和電力資源的優(yōu)化配置有重要意義。中國的大量電力資源遠離需求點。主要負荷集中在東部和中部經濟發(fā)達地區(qū)，估計約占需求總量的3/4左右。用于發(fā)電的煤炭和水力資源主要分布在西部和北部。這種資源分布與消費狀況決定了能源資源可以在全國范圍內優(yōu)化配置。通過建設特（超）高壓國家電網，實現跨地區(qū)跨流域水火互濟。盡管西部地區(qū)水電、天然氣、煤炭等能源資源豐富，但卻是中國最貧窮的地區(qū)。由于西部省份經濟發(fā)展落后因而當地市場有限，資本匱乏，基礎設施薄弱，這些地區(qū)的電力資源開發(fā)還很有限。西部省份的經濟發(fā)展需要輸電網等設施支持，以使電力資源運往東部和中部市場。然而，總的來說，中國的電網建設跟不上發(fā)電能力增長，電網投資不足，以及聯網障礙，電力的不均衡使得有些地區(qū)發(fā)電能力過剩而有些地區(qū)不足。各區(qū)域電價水平差異大，南方電網銷售電價高于西北電網約70％，發(fā)電價格高于西北電網61％。這表明中國電網的網際互聯電力互換較弱，也意味著通過電網互聯提高效率的巨大潛能。加強聯網建設，可以提高電力在各省各地區(qū)間的可流動性，從而優(yōu)化發(fā)電能力，提高應付局部短缺的能力。

　�。ǘ�）居民電價必須提高以反映其供電成本，考慮承受能力應是逐步增長

　　不同于許多國家，中國的電價是居民電價低而工業(yè)生產電價高。在電力市場比較完善的國家，居民支付的電價一般是工業(yè)的1.5～2倍，這是根據供電成本所決定的。平均而言，中國的居民電價比工業(yè)電價約低15％。根據對云南、廣東、河南、河北、遼寧和江蘇的長期邊際成本的估算，中國的居民消費者是電價交叉補貼的主要受益者。低居民電價政策可能是近年來居民用電消費和高峰需求快速增長的原因之一。

　　據供電成本定價原則，居民電價應上調。然而，上調居民電價一般說來要達到兩個目標：（1）減少電價交叉補貼（工業(yè)對居民）。（2）提高居民用電效率。由于目前中國居民用電占用電總額份額太�。ù蠹s11.2％，2004年），提高居民電價對降低交叉補貼意義不是太大，因而對降低工業(yè)電價作用很小。這與其他國家不太一樣，如美國的居民用電份額達到34％。其次，美國的居民電價是每千瓦小時8.7美分，而美國的人均收入是37610美元（2003年）。相比之下，中國人均收入只有1270美元（2004年），目前的每千瓦小時5.4美分的居民電價，對大多數居民已經很貴，電費賬單占家庭收入的比例不小，應該說，中國居民會很省電。居民用電的需求側管理無疑應當是一項長期能源戰(zhàn)略。但就現階段而言，居民用電的需求側管理對短期缺電的影響，尤其是對居民節(jié)約用電的影響，可能有，但不能高估。中國居民電價必須升高以反映其供電成本，并鼓勵節(jié)約用電。但考慮到承受能力以及社會穩(wěn)定，暫緩和逐步提高居民電價的做法是正確的。

　　四、電力行業(yè)的國有企業(yè)改革

　　估計目前國有電力占據國內電力90％左右的份額，外資和民營電力大概占10％（注：其他估計認為電力資產的國有企業(yè)股份可能占到95％以上。）。國有電力中，國資委管理的五大發(fā)電集團占35％，地方發(fā)電集團占65％左右。中國的非國有企業(yè)發(fā)展很快，在工業(yè)產值中所占的比重從最初（1950年）的1％到2001年的78％。小型國企的改革也使70％～80％的縣市級國企實現改制或退出。然而，大型國有企業(yè)改革緩慢，影響了國企改革的深化、國有經濟布局的調整以及國企的經濟活力和競爭力。建立電力市場以便在發(fā)電側引入競爭就已經將發(fā)電定為競爭性領域。這就要求政府在培植一批具有國際競爭力的國有大發(fā)電集團的同時，鼓勵和提倡國有資本從發(fā)電競爭性領域退出。以引進戰(zhàn)略投資者為重點，通過規(guī)范上市、中外合資、相互參股、兼并重組等多種途徑，實現發(fā)電投資主體多元化。

　�。ㄒ唬╇娏Χ倘�，電力過剩，資源配置與環(huán)境保護

　　2004年中國24個省份經歷了電力短缺，2005年將繼續(xù)缺電，2006年電力可達到供需平衡。由于經濟總量大了，電力短缺之痛比以往的任何時期都明顯。目前在建裝機容量估計在2.8億到3.2億千瓦之間，大部分將在3年以內投產發(fā)電。2004年裝機容量為4.4億千瓦，假定沒有大量新批項目，又假定電力需求仍按每年約13％的高速增長，到2007年底估計裝機容量過剩5000萬千瓦。電力過剩雖然是浪費，但并不可怕。以中國的經濟增長對電力的需求，過剩只要2年就可消化。對于至少可運營30～50年的電站，(點擊此處閱讀下一頁)

　　短期損失尚可以容忍�？墒侨鐝沫h(huán)保和資源優(yōu)化配置角度看，不該上的項目上了，則可能對當地的經濟和整體生態(tài)環(huán)境帶來嚴重的破壞，影響將長達30～50年，或更長。

　　例如，位于云南省永善縣和四川省雷波縣之間的金沙江溪洛渡峽谷的溪洛渡水電站（注：屬于中國長江三峽工程開發(fā)總公司，這個水電站投資超過400億元。按照國家環(huán)�？偩趾蛧�家發(fā)改委最近下發(fā)的《關于加強水電建設環(huán)境保護工作的通知》要求，編制工程環(huán)境影響評價文件，報環(huán)保局審批。溪洛渡水電站《環(huán)境影響報告書》送審稿即將報送國家環(huán)�？偩�，獲得批準之前，大壩廠房等主體工程不會開工建設。），總裝機容量1260萬千瓦，比三峽工程（總裝機容量1820萬千瓦）規(guī)模小些。溪洛渡水電站2003年8月動工。建成后將是金沙江上開工建設的第一座巨型水電站，在中國是僅次于三峽電站的第二大水電工程。在2005年1月18日國家環(huán)�？偩中�布因違反《環(huán)境影響評價法》而停建的30個大型項目中，溪洛渡水電站工程名列其中，已經按要求停工。該工程環(huán)境影響評價文件的審批還在進行中。但無疑，由于前期投入巨大，電站終須建成。

　　對這樣的大型水電站，其環(huán)境影響必須充分評價，進行資源優(yōu)化配置。還必須充分引起社會關注，決策前反復討論，否則對當地整體生態(tài)環(huán)境會帶來長期嚴重影響。許多火電廠除污染空氣外，對用水也有嚴重影響。電力短缺引起了各地無序圈地建設電廠。據報道，全國加快電力建設的同時，盲目無序建設電站項目之風愈演愈烈。全國違規(guī)開工項目總計達1.25億千瓦（注：《2005年電力供應緊張局面將有改觀》，《第一財經日報》，2005年3月16日。）。除了沒有充分評價其環(huán)境影響，對于電廠布局、資源、交通、用水和最小成本是否有充分的評價考慮？很難想像，拆除一個100萬千瓦大電廠的后果會怎樣。

　�。ǘ�）電力裝機過剩并不排除電力由“硬短缺”轉為“軟短缺”的可能性

　　估計2007年中國電力裝機將過剩5000萬千瓦�？梢哉f，電力的“硬短缺”已經解決，雖然可能是以環(huán)境影響和資源浪費為代價。然而，電力裝機過剩并不排除電力由“硬短缺”轉為“軟短缺”的可能性（注：這里“硬短缺”主要指電力裝機不夠，“軟短缺”則指由煤炭生產、鐵路運煤和輸配電網相的不足而造成的電力短缺。）。從發(fā)電到消費者用電，必須有上游的煤炭生產、鐵路運煤和下游的輸配電網相配套。由于電力裝機的快速增長，煤炭生產、鐵路運煤和輸配電網已經滯后。其一，預計2005年全年煤炭需求將超過21億噸，煤炭供應缺口約在8000萬噸左右。電煤的國家調控價不能與煤的市場價格同步調整而使得部分電煤合同不能順利執(zhí)行。其二，鐵路運煤能力不足，目前中國每天的鐵路運力的45％以上用于運煤，鐵路貨運能力處于嚴重超負荷狀態(tài)，鐵路運力挖潛已經接近極限。鐵路用車滿足率由2003年的52％下降到2004年的30％（注：《中國能源安全危機——煤電油運能否支撐GDP8％增速》，新華網，2005年03月14日。）。在大規(guī)模鐵路新運力到來之前（需要若干年），鐵路沒有能力承受每年以15％以上速度增長的發(fā)電對電煤的運輸需求。其三，相對大量建成的電廠，電網建設滯后。發(fā)出電來是否能順利上網送出也存在很大風險。如果“軟短缺”成為現實，其對經濟的危害比“硬短缺”更大。

　�。ㄈ�）國有企業(yè)的高度集中是電力行業(yè)許多基本問題的根源

　　電力投資的特性是資本密集型，國有電力始終是中國電力的主導投資者。電力行業(yè)是中國率先對私營開放和利用外資的行業(yè)之一。1986～1997年，中國經歷嚴重的電力短缺，迫切需要電力投資。為吸引投資，政府對民營與外商開放電廠投資。對外國投資者參與通過購電協(xié)議保證一定投資回報。此時世界上許多大電力投資商來到中國尋求投資機會。至1997年，外資占中國電力資產投資的比例達到最高的14.5％。1998～2000年，中國經歷了電力過剩。政府不再保證外商預定的投資回報率，這對吸引外資有一些負面作用。此時，電網也紛紛要求對外資電力項目的購電協(xié)議進行重新談判，這對外國電力投資者帶來了巨大的不確定性，嚴重影響了外國投資者的信心。其結果，2000～2001年間外資電力公司大量退出中國市場。如果說這期間外資退出是由于電力過剩，購電協(xié)議得不到履行。那么2004年外資的撤出則是逢高賣出，對國內電力發(fā)展前景仍不看好。電力行業(yè)國有企業(yè)的高度集中是電力行業(yè)許多基本問題的根源：其一，國企“以大為先”的經營特性可能造成電力的大量過剩。其二，國企高度集中會“擠出”（crowding out ）民營與外國投資。其三，減緩電力體制改革的進程，使結果和預計相去甚遠。其四，限制了部門效率的改善。

　　如果沒有政府部門的需求預測和電力發(fā)展規(guī)劃的充分約束，那么國有電力企業(yè)很容易按國企的“以大為先”的經營特性，投資超過需要的供電能力。在正常的情況下，“以大為先”的經營特性不容易發(fā)揮。然而當電力嚴重短缺時，政府會縮短審批程序并批準不在計劃內的電力項目。審批電力項目的政治社會壓力則起到推波助瀾的作用，甚至許多項目沒有經過審批程序就開始動工。此外，長期以來，由于發(fā)電項目通常采用由電力部門與當地政府合資的所有制結構，地方政府有政治與財政上的動機，在本地區(qū)發(fā)展電力項目。因此，電力項目資金的充足加上不現實的增長預期（基于2002年與2003年近15％增長率），開始了新一輪的電力大投資。五大發(fā)電公司都規(guī)劃到2010年裝機翻倍。由于束縛更小，地方發(fā)電集團的擴張則有過之而無不及。至2004年末政府對電力建設展開了宏觀調控，但由于大量發(fā)電項目在建，損失可能已經造成。2003和2004年的發(fā)電投資分別大約是280億美元和400億美元。值得注意的是，這一輪的電力大投資基本上沒有大民營與外資的參與。

　　電力部門國企的高度集中會“擠出”民營與外國投資。由于電力投資特性的資本密集型，需要保證長期回報率，這使民營外資電力很難快速做出投資決策。他們比國企需要考慮更多的問題，如電、煤價格上漲不同步，電力調度的公平性和透明度，特別是當電力供給出現過剩時，如何與國企進行公平競爭等。因此，在國內資金充足的情況下，私營與外資很容易被國企“擠出”。民營和外資不敢輕易投資中國電力的原因很多。最重要的一點是對電力贏利前景不看好。至今電力體制改革只是在機構形式上拆分了國電公司，這離形成真正的電力市場，仍然有很大的差距。盡管電監(jiān)會一直在努力地推進競價上網，但國有企業(yè)最重要的是維持運營，由于電力投資特性的資本密集型，不可能關閉電廠。國有的銀行也很難停止發(fā)放貸款。那么，競爭的底線在哪兒？誰能賣最低？因此，國企的高度集中還會減緩電力市場改革的進程。

　　高度集中的國營發(fā)電企業(yè)還限制了部門效率的改善。2003年，中國的平均銷售電價為每千瓦小時5.6美分，美國為7.4美分。第一，美國發(fā)電裝機結構是以天然氣為主，2003年燃煤發(fā)電加水電是42％，而中國發(fā)電裝機結構是以燃煤為主，燃煤發(fā)電加水電是95％。顯然，美國發(fā)電裝機結構要比中國發(fā)電裝機結構貴得多。由發(fā)電裝機結構所決定的燃料費用也要比中國的高得多（盡管近幾年中國煤價上漲，但總的來說燃料費用仍比美國低得多）。第二，輸配電和發(fā)電在零售價中比例美國2003年為53∶47，而中國的比例為29∶70.第三，2004年底中國裝有并運行脫硫裝置的發(fā)電機組僅占火電機組總數不到10％。美國則基本上脫硫。如果相對比而考慮環(huán)保成本，中國的平均銷售電價不比美國低。至今，發(fā)電企業(yè)從零售價中得到的收益比例比美國同行高，燃料費用少，為什么中國電廠回報率低，甚至大面積虧損？另一方面，這也說明了中國的低電價是以犧牲環(huán)境為代價的。

　　大量新增電廠建成后可能面臨運煤費用上漲或缺煤。由于不能充分調整最終用戶電價，電力部門無法通過電價把這部分成本轉移出去。歷史上實際電價增長較快，1985～1991年間，平均實際電價年增長率為0.7％；
1991～1997年的平均年增長率為6.7％；
1997～2003年的平均年增長率為5.8％。然而，近年來電價的上升幅度明顯滯后于煤價上漲。盡管政府目前通過“煤電聯動”允許電價上漲（注：2003年以來，由于電力供應緊張，國家發(fā)改委先后幾次提高電價。最近的一次是2005年5月1日起全國銷售電價每度上調2.52分每千瓦小時。），以部分化解電煤價格漲幅，但絕大部分煤價漲幅仍需要發(fā)電企業(yè)依靠自身提高效率來消化。2005年初，電力企業(yè)紛紛要求上調上網電價。已有多個省份向發(fā)改委上報了電力提價方案。電力行業(yè)投資幾乎全部為借貸融資，電廠虧損會給銀行帶來不良貸款。因此，當電力供求形勢出現逆轉、利潤率大幅下滑時，電力企業(yè)和銀行的壓力都會非常大�，F在就可以想像這樣的情境：終端燃料價格的上漲，電價有限的提高，電力過剩導致發(fā)電小時減少，電力企業(yè)普遍虧損，電力企業(yè)在國內金融機構融資地位將發(fā)生變化，通過國內資本市場及電力企業(yè)上市融資也會由于電力部門的融資地位變化而受影響。

　　中長期來看，中央與地方政府的資金也不足以為大規(guī)模電力投資融資。因此，保證電力持續(xù)發(fā)展，需要民營與外商的參與。政府需要積極有效地鼓勵民營企業(yè)與外商投資電力，重要的不只是資金，也不只是先進的管理經驗和技術，而在于營造一個良好的商業(yè)與競爭環(huán)境，提高部門效率。同時，必須推進發(fā)電企業(yè)的私有化，提高民營資本與外資在國內電力的份額。較大的非國企份額可以提高電力行業(yè)財務紀律性（financial discipline ）。在電力工業(yè)重組的基礎上，為推動電力市場提供條件。

　　五、電價改革與煤價改革，以保證煤電協(xié)調發(fā)展

　　電力和煤炭行業(yè)存在很強的關聯性。中國煤炭多、油氣少的能源資源特性決定了電力發(fā)展以燃煤發(fā)電為基礎。電力的發(fā)展離不開煤炭，燃料開支是電力運營最為重要的成本項目之一。因此，電力改革的成敗不僅取決于本身行業(yè)改革，而且必須有煤炭行業(yè)改革為配套。

　�。ㄒ唬┟禾績r格的“雙軌制”和“煤電聯動”

　　中國煤炭價格一直很低，煤炭行業(yè)長期處在微利和虧損。從1981年開始到2001年的21年中，有20年國有重點煤礦整體虧損。從2000年下半年開始，煤炭需求增加，煤炭價格迅速回升，之后連年創(chuàng)歷史新高。電力是主要的煤消費者，2004年電力部門消費占總煤炭消費的55％。由于電價上調遠低于發(fā)電用煤的價格上漲，連年走高的煤炭價格使發(fā)電企業(yè)的財務狀況受到嚴重威脅。如2004年，國有重點煤礦發(fā)電用煤價格上升15.3％，而電價只上升4.5％（注：據中國人民銀行發(fā)布的企業(yè)商品價格信息。），這樣，盡管火電廠的發(fā)電利用小時當年已增加到5988小時，全國大多電廠仍處于微利和虧損。

　　煤炭供求關系自20世紀90年代初逐步市場化，價格仍是“雙軌制”。煤價市場化與電煤價格的政府管制并存。煤炭“雙軌制”指兩種價格：市場價格與部分電煤的國家調控價。2004年，2.8億噸電煤執(zhí)行國家調控價，約占電煤年總消耗量的30％、全國煤炭消耗總量（19多億噸）的15％。電煤市場價高于其調控價，2005年初電煤市場價與調控價的平均差價大約是40元。電力與煤炭部門間的沖突成為2003和2004年電力短缺的一個原因。由于上網電價和最終用戶電價由政府控制，沖突主要集中在不斷升高的煤價和不能及時上調的電價。2003年開始，盡管電力短缺，一些電廠因拒絕接受上漲的煤價而不能滿負荷運營。燃料成本約占電廠總生產成本的60％，因而煤電之爭已經影響到經濟的正常運行，是個亟待解決的難題。

　　2005年初，備受關注的“煤電聯動”方案終于出臺（注：國家發(fā)改委12月15日發(fā)布《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》，對煤電聯動計算方法，聯動的計算基準、電價調整周期、銷售電價與上網電價聯動等重要問題予以明確。）。該方案的實施是為了解決在“市場煤”和“計劃煤”的價格雙軌制下，煤電行業(yè)雙方在價格上的協(xié)調。方案的首次“煤電聯動”以2004年9月的電煤車板價格為基礎，根據6～11月的電煤車板平均漲幅，按照公式測算調整發(fā)電企業(yè)上網電價和用戶銷售電價。電煤漲幅的30％由發(fā)電企業(yè)承擔。原則上不少于6個月為一個煤電聯動周期，如果周期內平均煤價變化幅度達到和超過5％，相應調整電價；
如果不到5％，則下一個周期累計計算。在銷售電價與上網電價聯動方面，各類用戶中居民電價、農業(yè)電價、中小化肥電價保持穩(wěn)定，(點擊此處閱讀下一頁)

　　一年內最多調整一次。“煤電聯動”引起許多爭論，尤其是針對其可實施性（注：2005年“中國重點煤炭產運需銜接會”上實際簽訂的供需合同價格漲幅將突破發(fā)改委電媒價格指導意見。價格、運力、資源和生產能力問題將成為制約2005年電力供應能力的主要因素。中國新聞網2005年3月22日。）。

　　政府為了抑制電價上漲而控制電煤價格，聯動方案進而把“煤電聯動”限定在一定的范圍內。2005年初，政府干預煤炭銜接會，要求銜接會嚴格執(zhí)行協(xié)商定價的3條原則（注：國家發(fā)改委提出的煤炭銜接會的價格原則應嚴格執(zhí)行協(xié)商定價的3條原則：第一，堅持供需雙方協(xié)商定價的基本原則，落實煤炭供需企業(yè)協(xié)商定價自主權，任何政府部門、行業(yè)組織不得以任何形式非法干預企業(yè)自主定價。在市場價格顯著上漲或有可能顯著上漲時，政府可依法進行必要的干預。第二，對電煤價格，凡供需雙方已簽訂合同的，按合同確定的價格執(zhí)行，并優(yōu)先考慮銜接運力。第三，對尚未簽訂合同的電煤，以2004年9月底實際結算的含稅車板價為基礎，在8％的幅度內，由供需雙方協(xié)商確定。），即堅持供需雙方協(xié)商定價，已簽訂合同的按合同確定的價格執(zhí)行，未簽訂合同的電煤，在8％的幅度內由供需雙方協(xié)商確定。結果是：之前電力企業(yè)與煤炭企業(yè)簽訂的中長期合同現在很難執(zhí)行，煤炭企業(yè)提出中長期合同中的價格應根據現價再核定，接近市場價格才能接受；
電方不同意，因為電價不能跟著提高。原則提出的8％的漲價幅度亦難履行。煤炭銜接會上，煤電雙方很難銜接，計劃內電煤簽約率像往年一樣繼續(xù)下降。

　　由于仍把電煤價格增長控制在8％，計劃內電煤的合同能否被順利執(zhí)行難以保證，這就為2005年的電廠的正常運營埋下了隱患。中國煤炭凈出口量近兩年來迅速減少，煤炭價格基本與國際市場接軌。預計2005年國際市場煤炭價格將進一步上漲20％左右（注：煤炭主要進口國日本和煤炭出口大國澳大利亞價格談判結果是2005年日本從澳大利亞進口的動力煤價格將比2004年上漲20％左右�！睹禾績r格今年還會漲》，《北京青年報》，2005年2月2日。）。2005年中國新增煤炭產量約1.5億噸（注：今明兩年大中型煤礦投產規(guī)模分別為1.2億噸和0.7億噸，新增產量分別為1億噸和0.5億噸。），全年原煤產量將超過20億噸，而煤炭需求可能超過21億噸，供應缺口大約是8000萬噸。不難預測，中國煤炭價格上漲會超過8％。煤電之爭事實上反映了煤的供求關系以及電價機制問題。雙方都有充分的理由。對煤方來說，能賣高為什么要賣低？電廠雖然是大主顧，但由于電煤價格低，不再是煤方的供應首選；
對電方來說，由于電價不能漲，買高了利潤下降。既然電廠無論如何是煤的大主顧，煤電合同仍會執(zhí)行，但不會執(zhí)行得很好，也很難保證電煤質量。高差價會使煤礦多發(fā)市場價煤，對計劃內電煤則可能有煤不給、故意少發(fā)或遲發(fā)。2003年電煤質量下降問題已開始顯露，至2004年這一現象進一步擴大，發(fā)電用煤的熱值下降造成的損失目前還難以估計，但電力企業(yè)無疑將為此付出代價（注：電廠一般對電煤質量采取抽樣檢驗，很難在事前發(fā)現煤質存在的問題。如果電煤運至電廠后，仍含有一定比例矸石，則會增加電廠煤耗，也增加了電廠環(huán)保設備的工作壓力，提高發(fā)電成本。）。電廠的燃煤鍋爐是根據電煤質量而設計的，煤質下降會導致一系列后果，如機組檢修成本增大和煤耗增加等。這樣，電廠因計劃內電煤合同無法順利執(zhí)行而遭受的損失可能大于從電煤限價中得到的好處。因此，限制性的“煤電聯動”表面上是為了銜接“市場煤”和“計劃電”，解決計劃內電煤合同的執(zhí)行，但由于其限制性，仍難保證計劃內電煤合同的順利執(zhí)行。

　�。ǘ�）“雙軌制”的改革選擇

　　“煤電聯動”，但把計劃內電煤價的漲幅控制在一定范圍，在煤炭需求大于供給的情況下，并不能保證電煤合同的順利執(zhí)行。只有當計劃內電煤價與市場煤價接近或一致，電煤合同才可順利執(zhí)行。這有兩種選擇：選擇一，政府可以像控制電價一樣控制煤價，使“計劃內外”的煤價一致，就可以確保煤電合同的順利執(zhí)行。但是，控制煤價是煤炭市場化改革的倒退。煤炭市場化改革的進程不能逆轉，這是共識。計劃內電煤價最終要與市場價并軌，爭論的焦點只是何時到位，一步到位還是逐步到位。選擇二，不控制計劃內電煤價，讓其與市場價并軌，由供求關系決定，同時也適當調高電價。選擇二的可行性是基于如下幾個考慮。

　　（1）漲電價會使消費者不高興，缺電會使消費者更不高興。政府從社會安定，減少經濟波動出發(fā)希望穩(wěn)步操作“煤電聯動”，本身沒有錯。但是，計劃內電煤合同不能順利執(zhí)行而導致的缺電對社會穩(wěn)定性和投資環(huán)境的不良影響是眾所周知的。其次，如果把全國當成一個整體，計劃內電煤價與市場價并軌導致的煤電漲價所造成的是各個利益集團的利益再分配，但缺電所造成的損失則是國民經濟的凈損失。電力短缺對經濟增長的負面影響顯然高于煤電漲價的負面影響。再次，短缺為計劃內電煤價最終與市場價并軌提供了一個好時機。當短缺時，消費者總是比較容易理解并接受漲價。因此，應該利用時機理順煤價，加速煤炭市場化改革。

　�。�2）目前電煤的市場價和計劃內電煤價的差價平均大約在15％（40元左右）。通過建立一個簡單的電力企業(yè)財務模型進行測算，計劃內電煤價與市場價并軌后，平均每度電的上網電價需上漲6％，零售電價上漲3％（注：該電力企業(yè)財務模型是基于一個典型的電廠，按照2004年底全國平均供電煤耗每千瓦小時378克煤當量和電煤價每噸270元，并保證電力企業(yè)的財務收益率（6％）。）。因為計劃內電煤只是電煤年總消耗量的30％，平均每度電的上網電價只需上漲2％。而且根據“煤電聯動”原則，煤價漲幅的30％由發(fā)電企業(yè)承擔，只有70％反映為電價上調。這樣，以2004年平均上網電價每度電0.33元計，并軌大約只需平均上網電價每度電上調0.5分。因此，并軌對上網電價影響不會太大。

　�。�3）不完善的煤炭價格機制造成的扭曲，不僅造成煤炭行業(yè)的效率損失、增加政府財政負擔和評價煤炭企業(yè)經營成果的難度，也間接導致其他行業(yè)能源使用的浪費，增加國民經濟結構調整的難度。煤炭完全市場化使價格成為有效的短期工具，在煤短缺的情況下，煤價升高能夠抑制需求，增加煤供給。

　　（三）“雙軌制”改革的影響

　　“雙軌制”并軌的短期影響意味著利益集團的利益再分配�！半p軌制”并軌本身對整體煤炭價格短期上漲的影響不會很大，但煤炭企業(yè)的收入會由此增加近120億元。根據“煤電聯動”原則，發(fā)電企業(yè)承擔煤價漲幅的30％，大約在40億元。并軌將使每度電平均上網電價上調0.5分，基本由下游工業(yè)企業(yè)承擔（80億元的電力費用）。由于對后續(xù)行業(yè)成本上漲的影響不大，并軌不會由此引起宏觀經濟大的起伏。當然，這里的計算僅限在“雙軌制”并軌的短期影響，不包括整體煤炭價格由于供需不平衡而上漲的影響。

　　煤炭企業(yè)顯然需要煤價上升來增加企業(yè)積累和投資安全設備，近5年（1998～2003年），煤炭行業(yè)的凈資產利潤率只有2.6％，其中1998年和1999年為負利潤率，即便是煤炭價格最好的2004年，行業(yè)凈資產利潤率也只有6.0％。長期以來，煤炭價格過低使煤礦的退出成本不能從中得到反映。煤礦會因資源枯竭而關閉，關閉前企業(yè)需要大量資金用于轉產和人員安置，這些費用必須預先提取計入成本，否則所需資金沒有來源（注：較低的煤炭價格水平使煤炭行業(yè)的企業(yè)普遍缺少積累，國家不得不投入巨資支持煤炭工業(yè)，曾動用大量財力對資源枯竭和扭虧無望的國有重點煤礦進行政策性破產。）。所以，煤炭價格不僅應包括生產耗費，確保合理的投資收益率，而且必須包括資源、煤礦退出、發(fā)展和環(huán)境成本等，這是煤炭工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的前提。2003年和2004年滿負荷和超負荷生產狀態(tài)使煤炭安全生產缺乏基本保障。據統(tǒng)計，2004年全國煤炭產量的61％的生產能力具備安全生產條件；
20％需要進行安全系統(tǒng)改造，8％的安全狀況不達標；
還有11％不具備基本安全生產條件需要關閉。此外，生態(tài)環(huán)境壓力凸現。主要煤炭產區(qū)水土流失和土地荒漠化嚴重，泥石流、滑坡等地質災害頻繁，植被覆蓋率低，生態(tài)環(huán)境十分脆弱，采煤沉陷問題突出（注：全國采煤沉陷面積已達40萬公頃。因采煤沉陷需要搬遷的村莊越來越多。）。這些嚴重影響了煤炭開發(fā)和區(qū)域經濟的發(fā)展。

　　“雙軌制”并軌對整體煤炭價格中長期的影響有可能是中性。第一，目前煤炭交易中間環(huán)節(jié)的費用占到終端煤價的50％～70％。如果理順電煤價可以減少缺煤的預期，且有益于交易秩序的整頓，并軌可以減少中間環(huán)節(jié)費用，降低終端煤價。第二，近期煤價的上升不是因為煤炭生產成本的增加，而是煤炭需求增加所造成的。煤價漲上去會引導投資很快地進入可盈利的煤礦生產能力建設項目。如2004年，煤炭行業(yè)固定資產投資達到85億美元，同比增長60.8％，遠遠高于全社會固定資產投資增速和工業(yè)投資增速（注：煤礦生產能力建設項目2005年1～2月完成投資為3.8億美元，同比上升148.7％。）。煤價的上漲還會刺激煤炭生產。2005年1月份中國原煤產量同比增加達33.4％（注：根據全國煤礦安全監(jiān)察局調度中心統(tǒng)計。）。在目前的供需情況下，產量提高至少會減輕煤價進一步上漲的壓力。第三，理順煤價可以更有效地引導煤炭投資，提高煤炭行業(yè)的效率也可以起到降低煤價或緩解煤價上漲壓力的作用。最后，電廠是最大的煤用戶，并軌后總是可以討價還價取得低于市場的煤炭價格。

　　長期看來，今后幾年燃煤火電裝機大幅增加將導致煤炭長期需求大幅增長，這是當前大批火電項目在建的必然結果。中國2004年燃煤火電裝機為3.25億千瓦（美國2003年為3.36億千瓦）。到2007年，中國燃煤火電裝機可能達到5.3億千瓦，到2010年可能達到6.5億千瓦，是目前美國燃煤火電裝機的近兩倍。中國電煤消費量2000年是5億多噸，至2004年已接近10億噸，除非采取措施減低煤消費量，否則到2010年可能接近20億噸。從供應方面說，近年來各類煤礦大多數處于滿負荷和超負荷生產狀態(tài)（注：山西國有大礦普遍存在超核定能力生產和超通風能力生產，將面臨大面積停產整頓。這次山西超產大礦停產整頓將有可能造成煤炭供應出現新一輪緊張�！�21世紀經濟報道》，2005年3月30日。），雖然煤價上漲會使投資迅速進入煤礦生產能力建設，但短期與中期的煤炭供需將仍會是供不應求。

　　并軌將使煤炭市場化改革上一個新臺階。盡管并軌對整體煤炭價格影響可能是中性，煤炭需求大幅增長的預期將繼續(xù)對煤價上漲形成壓力，最終導致后續(xù)行業(yè)成本上漲和通貨膨脹。政府應盡量減輕煤價上漲壓力。首要措施就是保證煤炭運輸，運輸不暢會增加煤炭終端價格上漲壓力。其二，減少煤炭經營中間環(huán)節(jié)，可使煤炭終端價格下降。如果嚴格實施2005年頒布的《煤炭經營監(jiān)管辦法》，可以規(guī)范煤炭經營和交易。政府鼓勵可循環(huán)經濟發(fā)展也會使單位產品的能耗下降，從而使煤炭需求下降。最后，為保證中國煤炭長期穩(wěn)定安全供應能力，需要政府加強資源和行業(yè)管理。中國的煤炭行業(yè)集中度很低，現有各類煤炭企業(yè)已達2.63萬家（注：中國礦業(yè)聯合會，2005年4月11日。）。2004年鄉(xiāng)鎮(zhèn)小煤礦產量及增幅雖然都比較高（分別占全國的35％和60％），但企業(yè)普遍存在技術與管理水平差、生產效率低、經營成本高等問題。因此，政府應該鼓勵規(guī)模生產；
加強安全生產，盡快扭轉上述局面。

　　六、能源的統(tǒng)一協(xié)調和管理以及機構改革

　　電力是整個能源需求和供給的一個部分，它與其他能源不僅是替代關系，還是協(xié)調發(fā)展的關系。一個有效的能源戰(zhàn)略及與此相對應的能源規(guī)劃是解決未來電力發(fā)展，乃至能源安全危機的關鍵，內容包括建立能源供需預警系統(tǒng)，制定能源戰(zhàn)略和規(guī)劃，在能源定價中把環(huán)境影響內部化，逐步使價格反映成本，通過提高能源價格來降低能源需求，促進節(jié)能等等。還要考慮，煤炭部門發(fā)展有賴于大型煤礦提高效率和煤炭生產安全，電力生產現狀必須改進和更多的使用清潔煤技術，理順煤炭價格、煤電必須真正聯動以保證其可實施性。能源儲備已成當務之急，在支持經濟長期穩(wěn)定發(fā)展的同時，應盡量減少能源利用帶來的環(huán)境污染。

　　中國國家級能源管理機構幾經改革。1988年七屆全國人大一次會議決定撤銷煤炭部、石油部和水利電力部，成立能源部；
1993年八屆全國人大一次會議決定撤銷能源部，重組煤炭部、電力部；
九屆全國人大一次會議決定撤銷煤炭部、電力部，(點擊此處閱讀下一頁)

　　組建國家煤炭工業(yè)局、國家石油化學工業(yè)局；
2001年撤銷國家煤炭工業(yè)局、國家石油化學工業(yè)局。能源管理部門多次并撤，使中央一級的能源管理機構一直較為分散，原國家計委、原國家經貿委、水利部、農業(yè)部等部委都擔負著相關的能源管理職能。其分工大致為，國家計委負責能源產業(yè)總的綜合平衡、重大政策的制定、投資決策以及重大問題的協(xié)調；
國家經貿委負責煤炭、電力、石油等行業(yè)歸口管理和能源技改、能源節(jié)約管理；
水利部歸口管理水利系統(tǒng)的以防洪、灌溉、供水為主的水電站；
科技部負有能源科技管理職能；
農業(yè)部負責農村能源以及可再生能源管理。與此同時，由于體制改革尚未完全到位，國家電力公司、石油天然氣總公司、石化集團公司等國家級能源公司還執(zhí)行著部分行業(yè)管理任務。2003年3月，按照國務院新的機構改革方案，在新組建的國家發(fā)展與改革委員會中設立了能源局。這個由原國家計委、國家經貿委等有關司局調整組成的能源局，是一個國家級的能源綜合管理機構，基本職能是研究和制訂國家能源發(fā)展戰(zhàn)略、規(guī)劃和政策法規(guī)，指導和協(xié)調能源產業(yè)發(fā)展，審定和監(jiān)管關系國計民生的能源價格，對能源實行戰(zhàn)略管理等。

　�。ㄒ唬┲袊�的能源電力消費是一個增長與增長速度的選擇問題

　　中國目前的收入是人均1270美元，到中等收入的3000美元，按經濟增長速度約7％～8％，估計需要15年。其間由于基礎設施建設和城市化的需求，經濟結構工業(yè)的重工化仍然不可避免。根據世界銀行統(tǒng)計，2002年世界高收入國家城市化率平均為75％，中等收入國家為62％。從1999年以來，中國的重工業(yè)生產增長一直快于輕工業(yè)生產，2004年這一特點更加明顯，重工業(yè)生產增長速度比輕工業(yè)高出約6％。這一輪的重化工業(yè)快速增長是在房地產以及汽車等消費推動下而發(fā)生的。2004年全世界50％以上的水泥消耗在中國。2004年中國的城市化率大約40％。到2020年，如按政府的小康社會標準，中國的城市化率將達到50％（注：中共十六大報告首次對全面建設小康社會給出了6個方面的定性概念：“使經濟更加發(fā)展，民主更加健全、科教更加進步、文化更加繁榮、社會更加和諧、人民生活更加殷實”；
給出的定量經濟指標和目標為：到2020年實現GDP 總量翻兩番。國家有關部門參照國際上常用的衡量現代化的指標體系，考慮中國國情，從10個方面形成了全面建設小康社會的基本標準：其中包括人均國內生產總值超過3000美元；
城鎮(zhèn)化率達到50％。），就必須為近1.5億人口的城市化提供相關的一切設施。如按中等收入國家城平均市化率，那么，就必須為近3億人口的城市化提供相關的一切設施。這樣，中國現在是一個大工地，很長一段時間內中國仍將是一個大工地。這就是中國國情。

　　其實，只要看看中國的城市化過程以及與城市化相關的一切便利所需的鋼筋與水泥以及相對應的能源要求，就知道中國處于高耗能的經濟增長階段，也就是所謂重工業(yè)化增長。2004年電力增長是GDP 增長的1.6倍，工業(yè)用電占全社會用電量的74.8％。但是，這種情況并不能說明電力短缺問題在于工業(yè)結構不合理，高能耗工業(yè)過多。近年來高耗能行業(yè)新開工項目的確比較多，特別是鋼鐵、電解鋁和水泥行業(yè)。這種情況也說明不了這些行業(yè)過度擴張，投資或結構不合理。這些行業(yè)已基本市場化，增加投資是因為有明顯的市場導向，尤其是價格的不斷上漲是需求增長的體現，不一定是盲目擴張。至于低水平，落后工藝生產擴張現象（注：據估計75％以上的新建水泥企業(yè)和50％以上的電解鋁企業(yè)采用落后工藝生產。），例如中國生產一噸鋼鐵的能耗，要比國外能耗高出20％～30％，是一個工業(yè)環(huán)保政策的問題。這些行業(yè)的低水平擴張和粗放經營既浪費資源也增加各地的工業(yè)污染，政府可以用相應的工業(yè)環(huán)保政策來約束（例如提高準入門檻和調整產品結構）。此外，由于人力成本低，世界加工制造業(yè)中心正加速向中國轉移；
中國的內貿與外貿比例持續(xù)下降，外貿不斷增大，但外貿增長方式粗放，附加值不高，資源消耗大。這樣，快速消耗中國能源的，就不止是13億的中國人。因此，中國的能源供給能否支持這種高耗能的增長模式，是一個增長方式與增長速度的選擇問題。

　�。ǘ�）中國能源需求的長期關系

　　林伯強（2001）應用協(xié)整和誤差修正模型技術深入研究了中國能源需求的決定因素。文中的向量由4個變量構成，即中國t 年的能源消費量Q[，t]，收入變量Y[，t]（GDP），能源價格P[，t]，和重工業(yè)在GDP 中的份額M[，t].M[，t]是一個反映結構變化的指標。根據需求理論，將GDP 和價格變量包括在向量中。而將變量M[，t]包括在向量X[，t]中，主要是考慮到重工業(yè)是中國傳統(tǒng)的主要能源消費行業(yè)。例如在1985～1993年期間，重工業(yè)的能源消費量占全國能源消費總量的53％。在計劃經濟時代，中國采取重工業(yè)優(yōu)先發(fā)展戰(zhàn)略。重工業(yè)一直是能源消費大戶�？偰茉聪�費量由4種能源消費組成：煤、原油、電力和天然氣。檢驗結果表明系統(tǒng)中存在唯一的協(xié)整向量，即變量之間存在唯一的長期均衡關系：

　　LQ[，t]=3.3506+0.8828LY[，t]-0.4645LP[，t]+0.8469LM[，t]

　�。�38.28）（-11.51）（18.45）

　　括號內數值是t 檢驗值。協(xié)整檢驗結果表明：能源總需求、GDP 、能源價格及結構之間存在長期均衡關系，能源需求的長期收入彈性是0.88、長期價格彈性為負0.46、長期結構變化彈性是0.85.不僅價格和收入是能源需求的重要決定因素，而且，用來反映結構變化的GDP中的重工業(yè)份額也是一個顯著的需求決定因素。研究還發(fā)現，與其他國家相比，中國能源需求的收入彈性較低，而價格彈性較高。

　　該研究的重要啟示是：其一，能源價格可以是一種有效的抑制需求增加的工具。中國低能源價格是以嚴重的污染問題及由此而來的健康問題為代價的。對政府來說，要維持一個較低的能源價格水平是一種挑戰(zhàn)，保持低能源價格和鼓勵高效率經常是一個兩難的選擇。中國能源資源比較豐富（注：煤炭精查儲量不足，目前可供建設大中型礦井的精查儲量大約在300億噸左右，僅可以設計建設1.6億噸規(guī)模的礦井。估算到2020年煤炭精查儲量缺口1250億噸，詳查儲量缺口2100億噸，普查儲量缺口6600億噸。），但需求巨大。由于中國的人均能源消耗和人均收入都較低，盡管目前需求巨大，仍只是大量耗能的開始。加之資源管理工作滯后，資源破壞和浪費嚴重，導致資源緊張局面日益加劇。能源供給及其環(huán)境影響將是中國經濟發(fā)展的“瓶頸”。因此，中國低能源價格是不可持續(xù)的，需要提高能源價格以減輕能源需求增長和環(huán)保壓力。其二，用來反映結構變化的GDP 中的重工業(yè)份額也是一個顯著的需求決定因素。如上所述，中國重化工業(yè)發(fā)展是一個增長方式與增長速度的選擇問題。

　�。ㄈ�）能源是中國經濟增長的“硬約束”，需要有效的長期戰(zhàn)略和規(guī)劃

　　重化工業(yè)發(fā)展的特點是能耗大。中國已經成為世界第一大煤炭消耗國，第一大鐵礦石消耗國，第二大石油消耗國。以煤炭為例，4年前，中國煤炭經濟可采儲量還夠挖100年�，F在算就只夠挖50年。2004年中國原油消費量為2.92億噸，增長率假定為7％左右，2005年原油消費量預計為3.13億噸，預計中國石油產量在1.8億噸，石油的進口依存度2005年就將達到43％。由于資源有限和影響環(huán)境，作為一個經濟行業(yè)，能源最可能成為中國經濟增長“硬約束”。中國人均煤炭、石油、天然氣資源量分別為世界平均水平的60％、10％和5％（注：《中國能源安全危機——煤電油運能否支撐GDP8％增速》，新華網，2005年3月14日。）。能源供應緊張局面必然日趨嚴重。政府已把節(jié)能作為頭等大事，中國能源危機的概念開始形成。

　　當然，能源需求不可能長期高速增長。經濟增長的結構會慢慢改變。政府節(jié)能措施和鼓勵可循環(huán)經濟發(fā)展也會使單位產品的能耗下降。然而，當能源需求基數達到一定水平，小幅增長也會是巨大的絕對數增長。例如電力行業(yè)，到2010年，裝機可能達到8億千瓦。以此為需求基數作粗略計算；
假定GDP 按8％增長，用林伯強（2003）估計的長期電力GDP 彈性系數的0.8（低于能源需求的長期收入彈性），那么，估計年新增發(fā)電能力也需要5000萬千瓦。這個比喻對煤炭、石油和天然氣需求都同樣有效。到那時，對中國來說，即使需求不高速增長，需求總量也會超過可供能源資源，高位能源價格會由此逐漸形成。石油進口依存成為國家安全問題，越來越多的國有石油公司跨出國門。中國將不得不因為石油安全問題而更多地卷入國際政治之中（注：隨著中東局勢的復雜化以及中俄在能源合作方面的問題，中國的能源安全問題也越來越令人擔慮。）。這些都會成為現實，除非經濟增長出問題，而這是我們所不愿預測的。中國的能源問題現在已經很明顯，假定經濟大環(huán)境不變，到了2010年，當石油的進口依存度達到50％，煤炭消費占世界總煤炭消費的50％，中國的能源問題就是一個世界性的問題。

　　中國是發(fā)展中國家，節(jié)能潛力巨大，但任重道遠。自1978年改革開放以來，中國的能源強度（注：能源強度是一次能源供應總量與國內生產總值（GDP）的比率。該指標可以說明一個國家經濟活動中能源的利用程度，因此可以反映經濟結構和燃料利用效率的變化。）以平均每年4％的速率下降，但下降速度近年來明顯減慢。能源專家則將此歸功于節(jié)能措施和經濟結構改變（Zhang ZhongXiang ，2003）。劉世錦（2004）提出“在20世紀最后20年，中國GDP 翻兩番，而能源生產（消費）只翻了一番。在新世紀實現全面建設小康社會目標的過程中，能否重復這一‘奇跡’”。首先，中國的經濟結構一直是重工化，20年中變化不大。其次，中國的能源強度下降與節(jié)能措施和其他經濟發(fā)展因素有關系，但能源強度下降主要與現代工業(yè)采用的新技術設備相關。因此，這不是一個“奇跡”，是傳統(tǒng)工業(yè)過渡到現代工業(yè)的必然。以電力為例，中國的大量電力投資是近十幾年完成的，采用的技術都接近國際水平，能源消耗隨著新技術設備的采用而大幅下降。最后，假定這是一個“奇跡”，這就是一個必需實現的“奇跡”。因為即使實現了，中國的能源問題仍然巨大。按年7％的增長速度，到2020年GDP 可再翻兩番。中國2005年將燒20多億噸的煤，按能源只翻一番和能源結構大至不變，2020年就需要40多億噸的煤。而2003年全世界煤炭總產量只有49.2億噸。根據國際通行的劃分標準，中國現有煤炭經濟可開發(fā)剩余可采儲量也只有1145億噸。同時，石油總消費量到2020年將超過6億噸，石油的進口依存度達到70％。經過20多年的改革開放，中國從傳統(tǒng)工業(yè)到現代工業(yè)的過渡已基本完成。進一步降低能源強度會變得更加困難，需要中國政府運用法律、政策、標準、經濟及行政等手段和更具體的節(jié)能措施來促進節(jié)能與優(yōu)化能源結構。

　　中國的能源問題有多大，環(huán)境問題也有多大。全球都面臨著資源短缺和環(huán)境污染問題。由于人口多和經濟增長快，中國的資源短缺和環(huán)境問題會更加突出。重化工業(yè)的特點是能耗大，能耗大對環(huán)境影響也大。中國經濟發(fā)展與環(huán)境資源沖突也必然日益嚴重。能源危機和環(huán)境污染在未來的許多年將會經常出現在政府報告和媒體報道中，這是中國發(fā)展不得不面對的現實問題。如大量的電力項目一定會影響環(huán)境，火電和水電都如此。2003年美國的燃煤電廠占總裝機容量的32.5％，而中國的這一比重高達75％。2004年底估計只有不到10％的燃煤電廠裝有使用脫硫設置（注：到2004年底，全國約有2000萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施投運或建成，約3000多萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施正在施工建設。預計在未來10年內，約有3億千瓦裝機的煙氣脫硫裝置投運和建設。http://finance.sina.com.cn，2005年，5月19日，國家發(fā)改委網站。）。燃煤造成的酸雨危害健康、腐蝕建筑物、破壞生態(tài)系統(tǒng)，每年給中國造成的經濟損失超過1100億元（注：其他估計對GDP 的影響在2.5％～5％之間。）。由于環(huán)保造成的經濟損失（外在性成本）一般不包含在能源價格中，這導致能源的“過度使用”。中國煤炭消費量由2001年的12多億噸快速增長至2004年的19多億噸。鑒于中國能源結構，以煤為主要能源的狀況將持續(xù)下去。由于對煤炭的嚴重依賴，2004年全國主要城市中有60％未能達到二級空氣質量標準。(點擊此處閱讀下一頁)

　　電廠造成的環(huán)境問題也突出，SO[，2]排放未得到有效控制。世界各國（地區(qū)）環(huán)境質量的“環(huán)境可持續(xù)指數”（ESI）顯示，在全球144個國家和地區(qū)中，中國位列第133位（注：瑞士達沃斯世界經濟論壇期間正式對外發(fā)布的評估。）。此外，《京都議定書》的生效會給中國帶來很大的中長期環(huán)境保護壓力。只有嚴格執(zhí)行污染排放標準，建立排放交易，使能源價格體現環(huán)境成本，從而達到資源優(yōu)化配置，將環(huán)境污染控制在最低限度。

　　中國必須在宏觀上進一步對能源進行有效的中長期規(guī)劃管理，尤其在能源儲量保障、需求預測、利用效率、能源利用與經濟結構的關系等方面。分析問題產生的原因以及中國面臨的國際和國內能源供應環(huán)境，把能源作為國家安全和經濟可持續(xù)發(fā)展的保證來制定國家能源戰(zhàn)略，并積極推動和實施這個戰(zhàn)略。還需要加快能源安全方面的立法，加強宏觀調控，尤其在能源供應出現緊急情況時，對能源安全進行有效管理。這就需要一個國家級能源管理機構作為機構保證。

　　目前國家發(fā)改委的能源局就是一個綜合主管石油、煤炭、電力、新能源和可再生能源的機構。但是整個能源局只有30個行政編制，與美國能源部的4000人（全國近1.3萬人，年經費預算近240億美元）的規(guī)模相比顯得力量單薄（注：《國家能源局困境》，《21世紀經濟報道》，2004年5月8日。）。中國是世界第二大能源消費國，能源需求高速增長。由于人口基數大，能源人均消費低（約為美國的1/10）（注：2001年中國為738千克油當量/人，美國為7886.資料來源：《中國統(tǒng)計年鑒》2002年；
世界銀行2002年《世界發(fā)展報告》。），產業(yè)結構與經濟增長速度等原因，以現在的能源消費規(guī)模，中國的能源問題會比美國還大。所以，國家級能源管理機構必須有充足的人員和對各種能源協(xié)調發(fā)展的充分權限。并將其職能定位于能源政策的制定，能源總量平衡與能源安全，宏觀調控，中長期能源規(guī)劃，進行國際能源合作等方面。這一機構對中國能源和經濟的可持續(xù)發(fā)展有重要影響。這個國家級能源管理機構能比目前國家發(fā)改委更集中、專業(yè)、方便地考慮能源問題。不同于國資委，它不直接參與對能源部門的國有資產的管理。

　　之前有人擔心加強國家級能源管理機構會出現一個強勢的綜合管理機構（注：目前能源產業(yè)中的國有資產總量占到了全國國有資產總量的1/3.在國有企業(yè)總利潤中所占的比例應該也在1/3以上。）�，F在看來，中國能源對經濟的“硬約束”，正需要一個強勢的綜合管理機構對整個能源產業(yè)的綜合協(xié)調和宏觀調控，以及與其他國民經濟各部門進行協(xié)調。此外，還有人擔心這樣一個機構可能對能源企業(yè)行成新的“緊箍咒”。由于能源各行業(yè)大都已商業(yè)化運營，能源市場的競爭已逐步形成（至少煤與石油），只要定位清楚，綜合管理機構不應過多地去介入商業(yè)運營管理。最后，有人擔心一個大的綜合性能源機構會使中央機構膨脹。中國的中央一級機構改革，有個誤區(qū)，即認為人少就是效率。其實不然，隨著中國經濟總量的增大，宏觀決策的成功與失敗，甚至小偏差，都有巨大的經濟價值。如由于人員少而無法對經濟運行中出現的問題及時糾正解決，其成本是巨大的。

　　除了有機構保證外，充分的能源經濟的研究是能源戰(zhàn)略和規(guī)劃的必需條件。長期以來，由于中國能源消費總量相對于儲存量來說很小，能源似乎是無窮無盡，能源問題主要是利用的問題，能源研究在中國也主要是能源開發(fā)和利用研究。當能源消費總量明顯地受到儲存量約束，也就是經濟的稀缺性明顯體現時，中國的能源問題主要就是經濟問題了，如需求預測與規(guī)劃，資源優(yōu)化配置，經濟增長模式和速度與能源需求的關系等。做好前瞻性的需求預測是規(guī)劃關鍵，因此必需有大規(guī)模的能源經濟研究。例如對于能源大省的山西，研究如何管好煤（準入，開發(fā)權，稅收），挖好煤（安全和規(guī)模生產，煤炭回收率），賣好煤（市場運營），可能比研究煤的開發(fā)利用要重要。

　　七、結論

　　本文論述了目前電力行業(yè)改革對電力發(fā)展的局限性以及配套改革的重要性，并提出了改革建議。本文的主要結論如下：

　�。�1）必須最小化改革挫折的影響。電力市場改革應有利于資源的優(yōu)化配置。推進全國聯網，當局部發(fā)生電力短缺時，可以在缺電省和富電省之間進行電量的有效規(guī)模性調度。

　�。�2）必須充分考慮與電力市場改革的配套改革。電價改革、國企改革、煤價改革、能源機構改革都直接或間接地影響電力市場改革，沒有相應到位的配套改革，電力市場改革本身走不了太遠。

　�。�3）相對于大量新增的發(fā)電能力，電網必須相應增加投資。不然會成為今后幾年電力行業(yè)與經濟發(fā)展的“瓶頸”。理順并建立合理透明的電網價格是近期電價改革的重點。由于目前中國居民用電占用電總額份額太小，政府考慮到承受能力以及社會穩(wěn)定，逐步提高居民電價的做法是正確的。

　�。�4）電力過剩雖然是浪費，以中國的經濟增長對電力的需求，過剩只要2年可消化�？墒侨鐝沫h(huán)保和資源優(yōu)化配置方面看，不該上的項目上了，這些項目則可能對所在地區(qū)的經濟和整體生態(tài)環(huán)境帶來嚴重的破壞，影響將達30～50年，或更長。2007年電力裝機過剩并不排除電力由“硬短缺”轉為“軟短缺”的可能性。

　　（5）短缺為電煤價最終與市場價并軌提供了一個好時機。并軌不會由此引起宏觀經濟大的起伏，而將使煤炭市場化改革上一個新臺階。盡管并軌對整體煤炭價格影響可能是中性，煤炭需求大幅增長的預期將繼續(xù)對煤價上漲形成壓力，最終導致后續(xù)行業(yè)成本上漲和通貨膨脹。政府應盡量減輕煤價上漲壓力。重要措施就是保證煤炭運輸和減少煤炭經營中間環(huán)節(jié)。

　�。�6）對中國來說，即使需求不高速增長，需求總量也會超過可供能源資源。中國的節(jié)能任重道遠。進一步降低能源強度會變得更加困難，需要中國政府運用法律、政策、標準、經濟及行政等手段和更具體的節(jié)能措施來促進節(jié)能與優(yōu)化能源結構。全球共同面對著資源短缺和環(huán)境污染問題，由于人口多和經濟增長快，中國的資源短缺和環(huán)境問題會更加突出。中國的能源問題有多大，環(huán)境問題也有多大。中國低能源價格是不可持續(xù)的，需要提高能源價格以抑制能源需求增長、減輕環(huán)保壓力。

　�。�7）能源是中國經濟增長的“硬約束”，需要有效的長期戰(zhàn)略和規(guī)劃。這需要一個國家級能源管理機構為機構保證。開展充分的能源經濟研究是能源戰(zhàn)略和規(guī)劃的必須條件。

　　「參考文獻」

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　　來源：《管理世界》2005年第8期

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