电力市场积弊需市场化手段根治

电力18讯：    马红漫（经济学博士）

    新一轮“电荒”再度来袭。据报道，进入9月份后，山西、浙江等11个省市相继出现电力紧缺。一时间，刚刚通过上调上网电价“调停”的煤电顶牛局面再次形成。对此，中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价3分/度，以弥补价差缺口。事实上，导致当下电力紧张频发的根本症结，仍是“市场煤”与“计划电”间的矛盾。

　　以此而论，简单地上调终端电价或许可以让“电荒”现象稍有延后，但却未能触动电力市场的问题肌理，而且在高通胀语境下还会引发民意反弹。

　　放眼长远，只有在煤电市场全方位引入市场竞争机制，才可能畅通价格传导渠道，减少不必要的资源内耗现象发生。

　　其实，“电荒”并非真“缺电”。虽然供电方所称的今年水利情况不佳、用电量增加等现象属实，但却并不足以引发当下全国近15%的电力缺口。从供电结构看，稳定的火力发电仍在市场中占据主导地位，在水电受影响的情况下，以火电补缺并非难事。而且，今年全部用电负荷到目前为止还没有突破6.5亿，而发电企业的装机容量已有9.6亿瓦。即便考虑到正常的设备检修停工，也不会引发电力供不应求的局面。那么，又是什么导演了这场“电荒”闹剧呢？问题的真相还在于电企因成本价格倒挂而怠于发电。如今，电煤价格已走向市场化，而电价则一直停留在了政府指导层面。由于终端电价关乎民生，尤其在高物价背景下不可轻易上调，而煤炭近期却受国际市场影响价格节节攀升。尽管为了保障煤电供应，行政部门仍在努力撮合煤电企业互签重点合同，尽可能压低发电用煤成本，但仍无法改观电企亏损局面。部分电企干脆扩大停工面积，将重点合同煤以市场价格倒卖出去，赚取差价。而各产煤地虽然产量保持了平稳增长，但煤矿也自然不愿以低价向电企大量输煤。数据显示，2010年部分地区重点电煤合同履约率低于50%。

　　可见，本为稳定电价而来的行政干预，却在实际上扰乱了市场运作的正常节奏。从此前的解决方法看，最终往往是以小幅提高电价来暂时安抚煤电企业间的抵触情绪。但是，诸如“电网抄表员工年薪10万”的传闻，已让民意对电价的合理性多有质疑，频频提高电价之举必然会面临坊间诟病的风险，并可能让电力市场资源配置问题积重难返。由此，行政对电力市场的调控愈显尴尬。

　　应当看到的是，只有理顺煤电体制，才可能改观“有煤不卖、有电不发”的怪现象。其中的关键就在于，让资源品价格尽早走上市场化道路，行政部门回归运作秩序监管职责。一旦市场调控在电力等资源品领域里发挥主导作用，那么包括竞争博弈、价格发现等机制将会发挥积极作用。届时，主管部门将不必再为探寻合理电价而烦忧，广大消费者也会因供给方的竞争而多方受益，或许新能源发电的瓶颈也能就此被快速破解。

　　当然，在电力价格回归的过程中，经济必然会面临阵痛，这也是主管部门苦苦等待资源价格改革良机的原因所在。显然，物价高位运行的当下并非理想的时间窗口，但这并不意味着只有“涨电价”一种解决方案。包括取消煤炭行业不合理税费、提供电煤专项补贴等，均可以降低发电成本。而在电力市场内部，电企与电网间的经济利益也应被适时理顺。自2002年“电网分离”改革以来，电网企业稳赚上网电价与终端售价之间的垄断厚利，市场经营风险则全部由发电企业承担。人为因素对电力市场盈利格局的划定现象理应得到改革。

　　客观而言，我国电力等资源品价格长期在均衡价位下方徘徊，这在事实上对高耗能大户形成了补贴，不利于节能减排事业的推进。当下存在于电力市场的种种非理性行为，还需要依靠市场“无形之手”给与彻底厘清。