全球电力消耗
中国的电力弹性系数近二十年来一直小于1(平均0.88)，而世界主要快速发展国家远大于1，平均为1.22，发达国家平均也是1.15。电力的这种相对缓慢的发展导致了目前电力供大于求的现象，其中蕴含着讽刺性的矛盾，而矛盾的焦点集中在近年来的电价问题上。目前的电价形势和目前的电力需求疲软是矛盾积累的结果，而不是原因。因此，本文试图从经济分析的角度来扫描和展示中国电力工业的发展过程，同时也揭示出发展过程中应充分注意的一些问题。
政府决策部门对电力行业的一些想法也值得探讨。这么多年，电力需求和价格的关系没有按照市场经济规律正确处理。认为电力是经济生活中的必需品，其需求与经济发展有关，而与价格无关。这个理解用经济学的语言来说就是电力的价格弹性很小。通俗地说，反正各行各业用了那么多电，大家多交点钱也没关系。基于以上认识，我们可以推导出各种电价基金、集资政策以及各种地方涨价行为。从市场的角度，从价格层面探讨近年来电力需求的变化，或许可以揭示一些更深层次的原因。本文认为，上述观念在计划经济时期可以说是正确的(产品需求不取决于市场)，但在市场经济环境下(需求来源于市场)，如果仍然按照上述认识进行决策，我们的电力行业迟早会被市场经济这只看不见的手切割和肢解。可见，市场经济的决策理念对于电力行业的健康发展至关重要。
1.1历史回顾我国电力工业在49年的建设中取得了快速发展，为国民经济的发展做出了巨大贡献。年发电量从1949436438+0亿千瓦时增长到11342亿千瓦时，增长了263倍，年均增长率为1.2%。相应地，装机容量从1.949年的1.85万千瓦增加到1.997年的25424万千瓦，增长了1.37 . 4倍，年均增长率为1.8%。电力工业发展过程详见附表1，2和附图1，2。电力工业经历了几个有代表性的发展时期。首先是从1951到1960的快速发展期，期间装机容量年均增速20.3%，发电量年均增速28.8%，同期GDP年均增速8.5%。也就是说，这一时期电力工业的发展明显快于国民经济的发展，相应的发电量弹性系数为3.4，装机容量弹性系数为2.4。另一个快速发展时期是从1970到1979。在这十年中，装机容量年均增长率为12%，发电量年均增长率为11.5%，同期GDP年均增长率为10.6%。对应的发电弹性系数为1.08，装机弹性系数为1.13，这意味着电力行业的增长略快于国民经济。20世纪80年代以来，电力行业虽然稳步发展，但速度还是比较快的。17年以来发电量和装机容量年均增长率为8.5%。但在同一时期，国民经济的发展远远快于电力工业的发展。本期GDP年均增长率为10.5%，对应的发电装机弹性系数为0.81。尤其是1990之后，发电弹性系数从1991的0.98一直下降到1997的0.58。1998的世代弹性估计达到改革开放以来的最低点0.28。如果不及时制止这种趋势，将再次危及国民经济的健康发展。
1.2发电环节构成
水热功率比
与现在相比，解放初期中国的电力工业几乎是从零开始的。经过20世纪50年代和70年代两个时期的快速发展，中国电力工业已初具规模。到1978，总发电量达到2566亿千瓦时，装机容量达到5712万千瓦，分别相当于1997的23%和22%，为改革开放后经济的快速发展奠定了良好的基础。在1978之后的20年里，水电在总发电量中的份额几乎没有变化，约为17%。但是水电装机的比例有些变化，从1978的30%到1997的23%。这种现象反映了改革开放以来，随着经济发展的加快和电力短缺，电力投资倾向于注重短期效益，倾向于多利用水电，少建设。目前我国水电资源开发量仅为14%，与世界平均水平22%相比潜力巨大。因此，水电装机份额的下降在更大程度上归因于政策因素。
单位产量
根据以上数据，1978年水电年均产量为2581KWh/KW，火电年均产量为5321 KWh/KW。到1997，对应的输出分别为3258千瓦时/千瓦和4809千瓦时/千瓦。前者火力输出较高，反映了当时的电力不足；后者反映出电力短缺有所缓解，水电机组利用率在逐步提高。
在水火电比基本不变的情况下，衡量缺电的一个有效指标是单位装机容量的平均年产量。在市场机制的作用下，发达国家的单位装机产量相对稳定，平均为4315 KWh/KW。这种水平的单位装机产量可以在不超过需求的情况下应对经济波动。高速发展中国家的平均单位装机输出为4385 KWh/KW，可见超负荷发电的空间很小。自20世纪80年代以来，我国的平均装机容量为4624千瓦时/千瓦，这表明电力严重短缺。1997中国的机组装机输出为4461 KWh/KW。如果今年电力供需基本平衡，那么按照1这个数字，除了1979，1981，1991，其他年份都是缺电的。严重缺电的年份是1987，当时机组装机出力高达4857 KWh/KW。这一年，全国预计高峰缺电30%左右，导致全行业限电，用户“三开四停”。我们可以说，4450千瓦时/千瓦左右的单位装机输出，基本上是适合中国现状的供需平衡点指标。在这一指标水平上，电力部门既不超负荷发电，也不闲置装机容量。过载发电受到限制。一是导致发电成本增加，大量小机组的使用。第二，发电机组不可能24小时满负荷运行。结果就是停电或者提高电价，限制了用电需求，也损失了发电的收入。上世纪90年代，限制需求成了市场经济的大忌。提高电价会抑制需求，电力部门短期可能从中受益，但会损害其长期利益。
核能
中国从1993开始就有了核电。到1997年，核电装机容量265438+万千瓦(浙江秦山30万千瓦，广东大亚湾2× 90万千瓦)，年发电量14418亿千瓦时，约占全国总发电量的1.27%，年均发电量6866千瓦时。火电机组平均年产量的43%以上。目前有2× 60万千瓦秦山二期、2× 70万千瓦秦山三期、2？1万千瓦，江苏连云港，2× 1万千瓦，* * * 660万千瓦。预计2005年前完成的所有机组容量仍将是20世纪90年代以来装机容量增长的主力。1990年，25万千瓦以上机组占总装机容量的57%。到1996，这个比例已经超过60%，而小于12000千瓦的机组比例从15%下降到9%。但1.2-3万千瓦机组容量在增加，体现了地方集资政策的影响。地方集资不同于股票投资，产权不同，小规模投资在所难免。一般来说，25,000 KW以上的机组容量在1990占总容量的80%，这个比例在1996已经上升到85%以上。所以小机组的发电问题并不是近年来发电成本快速上升的主要原因或原因。
单位发电量的构成
但是由于地方集资发电，发电主体在地方管辖，这就给小机组发电造成了另一个问题，就是小机组和大机组竞争发电。大部分大单位的产权不属于当地，投资收益也不属于当地，所以在收益的较量中败下阵来。更为严重的是，当地利用管辖权强制用户接受小单位的高价电，其政府行为与市场经济的指导思想背道而驰，侵犯了用户的消费权利。这个问题在广东、浙江等地更为严重。
据统计，自1990以来，12000 KW以下机组发电量占比下降了40%，但此类机组发电量占比仅下降了25%。同期其他机组容量占比增长7%，但发电量占比仅增长2%。这说明小机组的相对产量比大机组多。
小机组煤耗高，运行效率低。虽然它们对全国发电总成本的影响不大，但对电价的影响是显著的。小机组电价具有示范行为，使得大机组倾向于与高电价看齐。巨大的利润空间提供了与地方政府达成某种默契和分享的机会。
目前，在电荒得到缓解的形势下，国家正在制定逐步关停部分小机组的措施，其中国家电力公司1998年将关停110.6万千瓦，2000年关停681万千瓦，占公司目前总装机容量的8.76%。按此比例，预计2000年全国将关停11.35万千瓦小机组。
国家逐步关停部分小机组的政策是非常正确的，其意义不完全是降低发电成本，更重要的是为降低电价和促进需求增长扫清道路，对环保也非常有利。目前这项政策遇到的难题是如何还清小户型的投资成本。其实只要国家下定决心“丢车”，这些小机组就可以提前报废，他们的损失可以通过拿走大机组电价和现行电价之间巨大空间的一小部分来弥补。
配电
我国主要用电集中在沿海地区和华北、四川两大区域。其中，山东、广东、江苏、辽宁、河北、河南、四川等7个省份用电量占全国的45%。就全国而言，资源、人口分布、经济发展的差异，必然导致部分地区的电力供需缺口。根据图6的分析结果，电力相对富裕的省份依次是内蒙古、山西、湖北、云南、广东等地。广东的情况比较特殊。省内电力有相当一部分输送到香港，使得省内电力并不富裕。随着经济的发展，今后我省将逐步增加从云南、贵州等省购买电力的比例。相对缺电的省份有北京、天津、广西、浙江、辽宁、福建等地。因为特殊的政治经济原因，北京目前50%的用电量需要从外地购买。预计北京、天津等地的电力需求增长将更多地依赖于山西和内蒙古的供应。
中国水电和火电装机容量的地理分布如图7和图8所示。四川、湖北、湖南三省得益于长江流域丰富的水电资源，水电装机容量占比前三。这三个省的水电装机容量分别占其总装机容量的47%、59%和54%。目前，长江流域水电装机约占全国水电总装机的36%。中国南方另一大流域是红水河流域，该流域所属的云南、贵州(部分)、广西、广东四省水电装机容量占全国水电总装机容量的26%，其中云南、广西水电装机容量均超过火电。
1.3电环节组成
工业构成
电力工业是国民经济的基础产业。在过去的几十年中，电力的发展与第二产业密切相关(第二产业主要包括工业和建筑业)，其用电量构成如图9，10所示。直到1997，二产用电量仍占全国总用电量的73%。然而，这种情况将在未来几年内迅速改变。其他行业(第三产业和第一产业)用电量将快速增长。预计到2014年，其他行业用电量将与第二产业平分秋色，各占50%。
这里值得一提的是农业。近20年来，农业用电量占比下降是正常的，因为农业占GDP的比重在下降。但我国农业用电量占比下降过快，超过了GDP下降的速度。这种现象是不正常的，反映出农村用电量的增长远远落后于其他行业。农村用电的价格弹性比较大，即农村对电价比较敏感。目前的农村电价极大地抑制了农村需求，主要是因为农村电力管理体制，其次是农村电网投资。国家计划未来三年投资3000亿进行城乡电网改造，这对解放农村用电是福音。其实这也是启动农电体制改革的好时机。农村是一个潜在的大市场。由于农村电力价格弹性大，一旦电价合理，农村用电量将高速发展，不仅高于工业用电量增长，甚至在短时间内超过二次用电量增长(恢复性增长)。农电体制改革的思路应该是建立市场机制，在这种机制下，供电企业只有多售电，快速成长，才能获得更大的利益。目前农电体制改革的思路倾向于改革供电中间层，最终建立由省级电力公司直接管理的模式。这种模式的优点是降低了供电的中间成本，但仍然不能有效抑制地方垄断带来的低效率和高成本，因此不是一个令人满意的改革方案。
电力负荷的组成
从1985到1997，国家电力公司售电量分别为302.7亿千瓦时和766.9亿千瓦时。售电量构成见图11和12。我们注意到，12年来大工业用电量占比下降了17%，这反映了我国经济结构演变的历史阶段，未来这一趋势仍将持续。最后，大工业用电量占比要降到30%以下。从上世纪90年代开始，批发比重迅速增加，这是近年来供电中间层大幅增加造成的，是供电环节的异常现象。
1.4电价1985之前，我国电力行业是国家计划经济体制下的垄断行业。这一时期的电价政策比较明确和稳定，即电价保持比工业品价格高30%左右。
1985以来，随着电力投资体制改革的深入，电价也经历了三个阶段的变化。首先，在1985到1989期间，由于物价水平的提高，全国的综合电价(根据国家统计局的数据)几乎没有提高，以至于实际电价(即工业可比电价)实际上是下行的(图13)。在此期间，目录电价(电力部原始数据)的增长仅跟上全国物价水平，达到1989年中国电价水平的最低点，当年的综合电价甚至略低于工业品价格。第二阶段是1989到1993，这一阶段目录电价开始逐年调整，推动综合电价同步上涨。到1993，综合电价实际上已经超过工业品价格20%以上。第三阶段从1993年国家引入三峡建设基金开始。此后，附加在电价上的各种基金和附加涨价推动综合电价快速上涨，综合可比电价在短短四年内上涨了50%，成为当前高电价的主要构成。实际上，1993之后，可比目录电价几乎维持在1993的水平。从图13可以看出，与1990相比，1997的综合电价上涨了72%，其中23%是目录电价上涨造成的，49%是各种基金和价格上涨造成的。1985后的实际年电价(现值)可以通过图13A中的数据转换得到。1993之后，由于集资政策的影响，很多部门将手伸向了电价，使得电价从供电环节上涨。这些涨价大多没有体现在目录价格上。其中有些甚至没有体现在综合电价中，所以除了用户谁也说不清楚实际电价是多少。现在只根据国家统计局的数据和目录电价1997做一些分析。图14是国家电力公司目录电价和其他涨价因素累计结果，全国平均39.8%。这个结果似乎更符合实际情况。比如目前大部分商业用电量在0.8元/千瓦时左右。上述分析结果中的农村电价(0.401元/千瓦时)差异较大，仅反映当前电价水平。据报纸统计，农村电价至少在0.9元/千瓦时以上。就全国而言，地方电价与综合电价差距较大，其中电源结构分布有一定影响，但这种差距主要来自于各种涨价的严重程度。就北京而言，价格之外的涨价程度比较轻。几年前北京居民电价为0.164元千瓦时，非居民电价为0.085元/千瓦时。现在居民电价0.36元/度，非居民电价0.589元/度。扣除涨价因素，居民实际电价上涨14%，非居民用户实际电价上涨264%。因为非居民和非工业用户代表了除居民以外的其他中小用户的平均电价，所以电价的涨幅非常可观。但就实际情况来看，以上数据只是在桌面上看到的。对于绝大多数没有政府撑腰的非居民用户，其电费远不止0.589元/千瓦时，典型的情况是小型商业用户的电价一般为1至1.4元/千瓦时(中间收费层的原因是本地线路自行投资管理)。京郊农业排灌实际缴纳的电费大多在0.8元/千瓦时左右，不是农业电价的0.291，更不是农业排灌电价的0.18元/千瓦时。预计北京中小用户实际支付的平均电价为0.7至0.9元/千瓦时。0.58元/千瓦时后的加价大部分由地方管理机构或配电中间层获得，这在我国中小电力用户中具有普遍性。
利润和税收
电力行业是资本密集型行业。在计划经济时代，国家要想保持电力行业的高速增长，就必须持续投入大量资金。由于当时劳动力价格低廉，资本在生产投入中的重要性相对较强。为了获得这笔发展基金，国家长期以来在电力行业实行的一项重要政策(1985之前)，就是使电价始终高于工业品价格30%左右。这一政策的实质是提取一部分其他行业的利润作为电力行业的超额利润。结果显而易见。事实上，在20世纪80年代之前，电力行业的收入、利润和税率基本保持在50%左右。直到1985，利税率仍高达39.4%，而全国工业利税率仅为16.7%。丰厚的利润带来丰厚的资金。上述期间，国家每年对电力行业的新增投资约占电力行业收入的65，438+05%，而全国工业再投资水平为65，438+00.9%。50%利税减去15%再投资剩下35%实际利税(财政收入)，同期全国平均实际利税6.9%。我们可以看到，这一时期电力政策的另一个重要特点是，国家将电力行业作为财政收入的重要来源之一。比如1983，电力行业占工业总产值的3.6%，但其利税却是工业利税总额的8.7%。电力行业已经成为国民经济中的利税生产大户，这也决定了它不能成为增长最快的行业(高利税政策客观上限制了非工业需求)。从1952到1983，电力行业发展速度在各大行业中排名第四(见图15)。
1985之后，随着电力行业投资体制的改革，国家对电力行业的利税政策也做了相应的调整。其指导思想是逐步放开电力行业，以适应市场经济的环境，在满足国民经济发展需要的同时，进行自我投资和自我发展。这一时期，由于国家放弃了高利税政策，在经济环境上对电力行业的发展极为有利。但遗憾的是，国家在放权的同时忽视了对垄断行业内在动机的有效约束，使得这一时期电力行业的运营成本大大增加(这是市场经济条件下国有垄断行业的通病)，电价上涨没有得到有效控制。以国家电力公司为例(图16)，可以看到其成本和利税的变化趋势。其实整个电力行业的情况和国家电力公司差不多。
另一个有趣的现象是从1987到1993。在此期间，电价一直没有随价格大幅调整(图17)，使得工业可比电价平均下降15%，相应地，从1989下降到1993。这一现象引发了价格与收入、价格与管理理念的讨论，我们将在后面进一步阐述。
从1984到1988，工业可比电价有下降趋势。近年来经济快速增长(GDP年均增长12.1%)，但发电量增长相对缓慢(年均增长9.2%)，发电量弹性仅为0.76。然而，这一时期是中国近20年来最缺电的时期。这种情况说明这一时期的发电弹性由于缺电而被压缩，真实的发电弹性应该远大于0.76。1995之前缺电现象已经很明显，所以发电弹性被低估了。这给决策者一个印象:一方面，他们认为我国现阶段的发电弹性可以小于1，这意味着目前的电力发展速度可以支撑经济的快速发展；另一方面，他们认为由于电力是无弹性的，这意味着用户必须使用电力，如果从用户那里筹集更多的资金进行建设，不会影响电力需求。这是导致后期很多跑电集资政策的认知基础。现实情况是，近年来高电价政策取代了“三停四停”，人们从不用电变成了不用电，导致电力在1998的低余额中供大于求。可见，电力的需求弹性其实是比较大的，集资政策在判断需求的反映上是不成功的。
1.5成本构成
如前所述，电力行业运营成本大幅增加，具体成本构成如图19所示。从1985到1997，单位电量实际成本增加114%，其中发电成本增加116%，其他各项成本增加108%。图中购电成本反映了除国家电力公司以外的其他发电部门的发电成本。事实上，1993之后，国家电力公司购买的电力转售部分几乎无利可图(图18)，甚至在1997亏损了1033万元(现值)。1985以后，由于实行市场经济，生产力水平提高很快，生产资料的真实成本上升很少。1990-97年只增长了3%，1985-90年甚至略有下降。在此期间，资金成本(利率水平)约为10%，而全社会劳动力成本增加了108%。按照全社会资金成本与劳动力成本之比约为7: 3的关系，这一时期生产成本的增加应该在40%左右。
此外，电力行业的燃料价格在此期间上涨了46%，加起来占社会生产成本的86%。这个数据意味着电力行业的生产成本应该增加86%，但实际增加了114%，比预期高出30%。所以总体上可以说1985之后整个电力行业的生产成本控制做的并不好。