中国电价与电力发展报告

    电网的建设和发展，需要有适当的终端销售电价水平，及合理的电价结构。但是目前，我国的电价水平和电价结构都不够合理，这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。

    一、电网建设急需加强投资

    1.必须维持电源和电网之间适当的资产比例关系

    电网与电源建设是电力系统建设互相关联、不可分割的两个方面。二者必须维持适当的比例关系，方能保证电力系统的稳定运行。两相比较，可以说，电源对经济的影响是“点”的，而电网的影响则是“面”的。一个发电机组或者电厂出现问题，还可以通过电网进行调剂，但是，一旦电网出现问题，将会导致大面积的停电，其后果是灾难性的，远比少建几个电厂严重。去年美国、加拿大发生的大面积停电，便是非常值得重视的前车之鉴。

    根据国外发达国家的经验，输配电资产通常大于发电资产，输配电资产和发电资产比例一般为60∶40，如法国EDF公司2002年输电、配电和发电资产的比例为18∶42∶40。到2002年底，中国输配电资产和发电资产的比例约为35∶65。这样看来，现有电网输配电资产远不能适应电力工业协调发展的需要。

    2.电网建设滞后加剧了电力供应紧张局面

    电力短缺一直是我国电力系统的主要问题。因此，历史上，电源建设地位突出，电网建设则从属于电源的建设，电力建设中严重地存在着“重发、轻供、不管用”的倾向。

    从“一五”到“八五”期间，我国电网建设投资远低于电源建设的投资，电网投资仅为电源投资的1/8到1/4。统计资料表明，“八五”期间，输变电投资占电力基本建设投资的比重分别为：1991年16.8%、1992年17.3%、1993年16.5%、1994年13.3%、1995年19.9%。“九五”期间，尤其是1998年实施城乡电网改造之后，国家提高了电网的投资比例，但输变电投资占电力基本建设投资的比例仍只有24.2%。投资比例严重偏低，使得电网发展滞后于电源建设。

    电网建设的滞后，加剧了电力供应紧张的局面。当前用电需求大幅度增长，但一些电网的主网架相对薄弱，电网结构不合理，存在输配电“卡脖子”的现象，限制了电网对供电资源的调配能力。

    第一，电厂的输电系统建设不足，使得电厂的送出能力小于其装机容量。例如，山西阳城电厂装机210万千瓦，但由于输电线路限制，只能发电170万千瓦，发电出力受限40万千瓦。这种情况直接导致了现有的发电能力不能充分发挥，装机资源得不到充分利用。

    第二，电网线路的限制使一些省内、省间或者区域的联络电网相对薄弱，影响了电力电量在区域电网内部，或者区域电网之间的交换。例如，东北电网和华北电网的调剂就受到了区域电网连接能力的限制，因为华北东北目前只有一条联络线，联系比较薄弱，东北送华北最大只有80万千瓦，要缓解华北供电形势，可谓杯水车薪。

    第三，变电容量不足导致受电受阻。例如，浙江电网的电力需求发展很快，需要输入大量电力。要平衡用电形势，最大需要受入470万至550万千瓦。目前主网架上输电能力已基本不受限制，但是，主要由于变电容量不足，浙江电网最多只能从华东主网受电400万千瓦。

    第四，地区电网原因造成用电负荷高的地区无法受入足够的电力电量。体现在当负荷中心附近发电机组或者线路跳闸，造成输电线路上的输电潮流大量转移时，超过一些地区电网线路的输电能力，从而导致限电。这种情况主要发生在华东，例如浙江的温州、台州、丽水等地区，这些地区变电站能力有限，使得高峰时变电能力不足而限电。

    3.电网稳定性将面临更大挑战

    电力系统安全稳定运行是国民经济持续健康发展的前提。历史上，中国虽然出现了不少电网事故，但尚未出现电网大面积瘫痪的现象。这是由于：我国按统一规划来建设电网，主干电网结构还比较合理；我国电网还只处于全国联网的初期，电网的连接和互动较差，局部电网出现问题，影响到的范围比较小；电力系统出现局部故障时，可以采取行政手段，通过频繁的人为拉闸限电，来避免电网事故波及其他地区。

    但是，在未来的发展中，电网运行的制度环境和技术基础将发生深刻的变化，电网的稳定安全将受到更大挑战。如，随着电力市场化改革的推进，人为拉闸限电的手段将会受到来自各方的限制。还比如，随着电网之间联系愈益密切，其互动性持续增强，电网故障将更加容易在瞬间扩大。

    目前，中国经济开始了新一轮快速增长。在这个阶段，无论是产业结构的升级，还是居民生活质量的提高，都将导致电力需求的上扬。为满足这一需求，国家将进一步加大对于电源建设的投资。2003年和2004年，中国新开工装机容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦左右。据估计，发电能力不足的问题有望从2006年起得到缓解。但是，从根本上解决电力供应问题，仅有发电能力的增长是不够的，还必须辅以输配电能力的相应增长。否则，电网就有可能成为电源和最终用户间的“瓶颈”，形成更大程度上的“卡脖子”和窝电现象，造成新的资源浪费。

    因此，为了保证电力工业持续协调发展，提供安全、可靠、优质的电力资源，在未来的若干年中，中国国电网与电源的投资应保持合理的比例。根据国家“十五”和“十一五”期间的电源建设投资规划，在这两个时期，电网配套投资将分别高达5800亿元和9000亿元左右，其中，国家电网公司的投资则分别为4700亿元和7200亿元，相应的资本金需要940亿元和1440亿元。

    二、电网投资存在巨大资金缺口

    在目前的电价水平和结构下，国家电网公司为独立发电公司提供的输配电业务处于亏损状态。也就是说，国网公司从独立发电公司处购电后，再输配给终端用户，在这一过程中所获得的价格差价（平均终端用户电价－国网公司从独立发电公司处购电的成本）不足以补偿国网公司的输配电营运成本(不含财务成本)。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千瓦时0.17分（不计财务成本），而计入财务成本之后，该亏损值则为每千瓦时1.29分。

    由此，电网公司的内部积累难以完成电网投资，电网建设存在着巨大的投资缺口。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则在800亿至900亿元之间。

    2002年，国家电网公司的销售总收入为3800亿元。在不发生人工、维修和管理费用情况下的刚性支出高达收入的86%，其中应付给独立发电厂的购电费用为2653亿元，支付电网所属内部发电厂的发电费用149亿元，电网折旧312亿元、电网本身的水、材料费用201亿元、财务费用122亿元，所得税15亿元。扣除这些刚性支出，国网公司的实际净收入只有519亿元。如果再考虑到人工、维修和管理费用，则国网公司的刚性支出更高达收入的98%，实际净收入只有64亿元左右。

    即便将电网公司的微薄利润全部留作补充资本金，每年的资本金补充额约为30亿元，仅占2004年～2010年平均计划年投资额874亿元的3.4%。按照国网公司约30亿元的年净利润和300亿元的折旧，每年现金流约为330亿元～350亿元，仅能满足2004年～2010年平均计划年投资额的38%，缺口高达62%。我们估计，若维持当前的电价结构和水平，国网公司的财务状况将不断恶化，资产回报率将由2002年的0.4%下降到2010年的－1.7%，同期的负债/股本比率则由56%上升到192%，并将在2005年出现全面亏损。

    三、关键在于电网投资回报率过低

    1.输配电电价占终端销售电价的比例过低

    目前，在我国的电价制度中，只明确终端销售电价和上网电价，而无单独的输配电价。下文所指的输配电价是根据销售电价和发电电价推算的（输配电价=销售电价－平均上网电价－网损）。

    要判断我国输配电电价水平的高低，必须确定合适的比较原则。我国的输配电业务具有三个方面的特点：地域分布广；负荷中心与能源中心分割较远；工业用电占据全社会的绝对比重。

    从地域分布上，中国的输配电价的水平和结构应与巴西、加拿大和澳大利亚具有一定的可比性。而从负荷中心与能源中心相分割以及用电消费结构方面来看，则巴西和我国具有同样的特点，因此，在输配电价水平和结构方面也应具有一定的可比性。表2提供了相关国家输配电电价水平等方面的数据。无论是绝对水平还是其占终端销售电价的比例，我国输配电价在所比较的国家和地区中均是最低的。

    综合这些国家的实际情况，并结合我国的现实，我们认为，中国的输配电价占终端销售电价的合理比例应为40%左右，而目前这一比例为24.6%。

    2.电网投资回报率低于工业各行业平均水平

    从资产回报率来看，我国的电网投资回报率远低于国内工业投资和独立发电公司回报率，也远低于电网投资回报率的国际水平，根本无法吸引足够的投资。以国家电网公司为例，其资产回报率和销售利润率分别为0.4%和0.6%，远远低于独立发电公司的7.1%和18.9%，也低于全国工业的平均水平（2001年分别为3.5%和5.1%）。

    根据JP Morgan公司提供的资料，我国独立发电公司的资产回报率在国际上已属合理水平。但是，我国输配电网的回报率却是最低的，显著低于应有的合理水平。JP Morgan公司提供的资料显示，许多国家的输配电资产回报率在4%～7%之间。比照这一水平，我国输配电资产的合理回报率应该在5%～6%之间。

    3.目前输配电价缺口约为每度电4分钱

    电价是引导电力发展的一个重要因素，正确的价格信号有利于电力工业的健康发展。目前我国发电方的上网电价的核定原则是，保障发电投资在经营期内得到一个回报率，而将来则会通过竞价上网，能够运用市场化的方式来解决电源建设所需的资金。然而，电网具有自然垄断性，其经营受到政府严格的规制，并非完全依照市场竞争的游戏规则，因此，无论是输配电建设资金的筹措，还是输配电价格的制定，都需要政府政策的引导。

    按目前的终端销售电价和上网电价进行推算，我国目前的输配电价为0.086元/千瓦时（不含税）。如果以6%作为电网资产的目标合理回报率，则合理的输配电价应该在0.125元/千瓦时左右，输配电价的缺口约为0.04元/千瓦时。如果按照前面提到的我国输配电价应占终端销售电价的40%测算，输配电价缺口也与之基本一致。

    四、社会可以承受电价水平及其结构的合理调整

    鉴于目前电力供应日趋紧张，而煤炭价格又不断上升，国家决定在2004年将终端销售价格提高2分/千瓦时。我们认为，无论从宏观经济运行，还是从行业发展来看，电价水平还有一定的调升空间。适当调整电价水平及其结构，不仅不会导致价格总水平的显著上涨，而且还会有利于产业结构的优化升级。

    1.目前中国的经济和社会状况能够承受电价水平的合理上涨

    第一，电价的合理上升不会导致物价水平的大幅上涨。

    按照2000年投入产出表，模拟计算了电价分别上涨3%、5%、6%、10%和15%时（大致相当于终端销售电价每千瓦时分别上涨0.012元、0.02元、0.024元、0.04元和0.06元），对居民消费价格和最终产品使用价格的影响。

    模拟计算表明，当电价上涨3%时，居民消费价格上涨0.20%，最终产品价格上涨0.25%；当电价上涨5%时，居民消费价格上涨0.33%，最终产品价格上涨0.41%；当电价上涨6%时，居民消费价格上涨0.40%，最终产品价格上涨0.49%；当电价上涨10%时，居民消费价格上涨0.66%，最终产品价格上涨0.82%：当电价上涨15%时，居民消费价格大约上涨1%，最终产品价格大约上涨1.2%。也就是说，电价的合理上升不会导致物价水平大幅上涨。

    第二，大多数产业部门可以承受电价水平上涨0.04元/千瓦时。

    模拟计算表明，煤炭采选业等7个对电价敏感性较高的行业，对电价提高的承受力较弱；石油和天然气开采业等9个对电价敏感性中等的行业，对电价提高有一定程度的承受力。其它23个行业对电价不敏感，对电价提高的承受力也较强。

    当电价上涨5%时，非金属矿采选业等13个部门成本受到的影响低于0.5%；自来水的生产和供应业等13个部门成本受到的影响超过0.5%，其中影响超过1%的部门有两个，分别为金属冶炼及压延加工业和自来水生产和供应业。但是，当电价上涨10%时，对绝大多数部门成本的影响都高于0.5%，影响幅度超过1%的部门达到半数。因此，电力价格调整的幅度控制在10%以内比较合适，多数行业可以承受。

    第三，居民对于电价上涨具有一定的承受能力。上个世纪90年代以来，城镇居民对水、电、气等居住价格上涨已经有了相当的承受能力。目前居民生活用水和液化石油气价格涨幅都不大，居民对电价上涨有一定的承受能力。根据测算结果，总体上看，城市居民生活用电价格增长幅度控制在0.04元～0.05元之间，农村居民生活用电价格增长幅度控制在0.02元～0.04元之间是可以承受的。

    2.调升电价水平有利于产业结构调整

    目前我国高能耗工业规模急速扩大，不仅加剧了电力供求形势的紧张局面，而且造成了能源资源的巨大浪费。适当调高电价水平，有利于抑制高耗能产业的不合理扩张，促进产业结构的优化升级。

    适当、有选择地提升某些类别用户的销售电价，尤其是高能耗用户如氧化铝、铁合金和电石行业，可以减少这些依赖低电价而生存的高能耗产品的出口，而这些出口实质上是间接出口我国本已稀缺的能源。一定程度上，这还有助于减少企业因低价出口而引发国外反倾销措施的可能性，从而减少国际贸易摩擦。

    此外，对于市场化的其他能源价格和严格管制的电价所形成并不断扩大的能源价差，电价总体水平的提升还可以缓解这一矛盾给电力供给带来的压力。

    五、理顺输配电价的政策建议

    1.适当调高输配电价水平和输配电价占销售电价的比例

    建议在可承受的范围内逐步提高输配电电价，使输配电电价水平及其占终端销售电价的比例逐步接近合理水平。根据上文的论述，近期可以将输配电价在现有输配电价基础上每千瓦时再提高2分钱，然后再选择适当时机，进一步调升输配电价，使输配电投资回报率逐步达到6%左右。

    根据测算，输配电价提高2分钱后，2004年国网公司将可新增销售收入268亿元，新增利润为180亿元，资产回报率将提升为3.1%。这将改善国网公司的回报和负债状况，其内部现金流对应未来电网投资的资金缺口也可由62%降低到41%。

    此外，由于农村居民对电价调整的综合承受能力弱于城市居民，在调整电价的同时，应针对不同地区（特别是对电价承受能力较弱的地区和农村）采取不同幅度、不同侧重点的调整，可以对某些弱势群体提供专项补贴以弥补其额外的电费支出。对于居民生活用电，可以采用累进电价或者是采用生命线电价的方式。对于一些已经有过热苗头、高耗能的行业，不仅要取消电价优惠，而且要提高电价。

    2.建立独立的输配电价机制

    目前极低的输配电资产回报率不能吸引社会资金投资电网。即便是电网公司的电网投资，严格意义上也不符合商业原则的“自主性”投资。电网公司已公司化，但仍然扮演着一个政策性投资被动执行者的角色。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，越缺乏进一步投资的积极性。电网公司这种政策性角色既不符合电力体制改革的初衷，也无法藉此长期维系电网投资。

    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和根本。

    3.建立电网建设基金

    过去，国家为了鼓励社会力量投资办电，曾实行了每千瓦时征收2分钱电力建设基金的制度，征收电力建设基金的制度大大促进了当时我国电力工业的发展，后来，随着电力供给状况的改善，以及相关制度的改革和完善，这一基金被取消。当前，电力供应再一次出现紧缺，而电网建设在短时间内难以吸引大量社会和海外投资，作为应急措施，可以考虑参考“南水北调”工程和三峡工程设立相应工程建设基金的作法，设立电网建设基金，专用于电网建设，待将来输配电价到位后，再取消。

    4.促进社会资金有序进入电网建设

    在坚持对电网进行“统一规划、统一建设、统一调度和统一管理”原则的同时，容许社会各类资金参股电网公司，在电网公司的统一管理下，有序进入电网投资建设。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。

    5.创造条件重组电网公司资产，整体上市筹资

    在逐步提升输配电价的同时，配合若干国家政策，以及采用某些金融手段，进一步重组电网公司的资产，将其回报逐步提升，直到符合资本市场的要求，以达到将电网公司整体上市的目的。电网公司的重组上市不仅可以为其提供新的、可持续的市场融资渠道，而且将大大促进公司管理水平的提高，使公司在治理结构和日常运作方面更加规范，并符合市场要求。（来源：《新世纪》-财新网）