解决我国电力工业存在的问题电力期刊投稿

　　我国在第九个五年计划中，电力工业在(在制改革和发展中都取得了巨大成绩，全国从中央到地方都实现了政企分开，成立了电力公司和电力行业协会，净增装机容量1.02亿千瓦，净增发电量3616亿千瓦时，总容量达到3.19亿千瓦，总发电量达到13685亿千瓦时，扭转了20多年的缺电局面，使中国电力工业跃居世界第二位。最近各省、市、自治区电力公司总结了“九五”电力工业进展情况，对我国当前电力工业存在的问题进行了分析，归纳起来有十个问题。

　　一、政企分开后，政府管电职能有所削弱。

　　我国电力工业自1998年起在中央层面实现政企分开，从2000年开始省及省以下实现了政企分开。电力行政职能有国家经贸委和省及省以下经委(计经委)负责，中央及大多数省成立了电力企协，国家电力公司和省、市、自治区成立了电力公司(电力集团公司)，另外还有为数众多的发电公司。由于国家经贸委和省、地、市县经委(计经委)管电机构的人数很少，又没有成立相应的电力管制委员会，许多管电职能是委托电力公司和行业协会代为办理，因此政府管电职能有所削弱。在政企分开过程中，电力工业内部非商业化社会目标(如医院、住房、食堂、公园等)，和电力工业外部非商业化社会目标(如低价支持贫困地区、农业用电、支农产品用电、救灾用电等)，应当随着政企分开改由政府负担，只有在这种条件下，才能使电力企业实现公司化改组，商业运营，法制化管理的条件。电力工业要真正走向政企分开还有许多事情要做。

　　二、电源结构调整，尚未取得共论。

　　“十五”计划纲要提出，“进一步调整电源结构，充分利用现有发电能力，积极发展水电，坑口大机组火电，压缩小火电，适度发展核电，鼓励热电联产和综合利用发电。”实践业已证明，只有适时发展大型电站，始终保持电力供求平衡，才能遏制小火电的发展，但近年来大型水火电站前期工作滞后，开工规模不是，已经严重制约大型水火电站的及时投产，自1997年电力供求缓和之后，大中型电站在建规模和投产容量之比逐年下降，1997年至2000年分别为5.14、 4.86、 4.32、和 3.86，“九五”结转到“十五”的在建规模偏小，目前供电紧张的广东、浙江、河北南网缺电数量将增加，京津唐、上海、江苏、山东、广西、宁夏等省区将在2002-2003年开始缺电。

　　电源结构中的另一个突出问题是调峰能力不足，特别是南方水电比重大的省区，西南各省和广西，径流式水电站比重大，调节性能差，丰枯水出力悬殊，火电调峰能力不足，枯水期缺电，丰水期弃水的问题比较突出。解决调峰能力不足，究竟是抑止高峰负荷增长?还是提高现有发电设备调峰能力?电源结构中的第三个问题是小火电、小水电无序发展。国家早就提出要关停小火电(包括小煤电和小油电)，除国电公司系统严格执行外，地方小火电关停不落实，有的省新建小火电的势头没有遇制，有的借修建热电厂为名，发展凝汽式小煤电，企业自备小火电厂也出现无序发展。另外，并网小水电发展迅速，小水电大部分是经流式，汛期与网内大电厂抢发电，枯水期出力不足，要求大电网供电，加剧了电网丰枯期电力供应的矛盾，在水电比重大的省区水电多，火电少，本来已经有许多电能无法消纳，继续发展径流式小水电，使得丰水愈丰，枯水愈枯，实质是一种重复建设。

　　三、国电公司系统债务沉重，资金筹措困难。

　　我国改革开放长期维持较低的电价，一是靠降低国电公司系统的利润率，二是靠提高负债率来维持的。特别是“九五”期间大规模的城乡电网改造，产生了良好的社会效益(被称为德政工程，民心工程)，并为中国电力工业长远发展打下良好基础，但也大大加重了国电公司系统的财务负担。由于城乡电网改造投资80%是银行贷款，工程完工后形成大量固定资产，折旧、利息计入成本后，财务费用大大增加，还贷任务很重，但还本付息电价迟迟未能出台，正面临巨额亏损。据国家电力公司估计，到2000年，资产负债率已达到61.42%，净资产利润率仅1.78%，总资产利润率0.6%。从这些指标来看，“九五”末国电公司系统财务指标已达到临界点，“十五”计划所需的资本金已经难已筹措，如果继续维持20%资本金的标准，“十五”末期资产负绩率还会上升，将严重影响电力工业的发展。

　　四、科学合理的电价机制尚未形成，电价结构极不合理。

　　1996年施行的《电力法》规定，“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设。”“十五”计划纲要明确要“健全合理的电价形成机制。”我国自改革开放以来，为解决长期严重缺电，在电价上实行新电新价，老电老价，对新建电厂给予价外征收电力建设资金和还本付息定价。是新建电厂按还本付息定价的企业获得超额利润，而输电、配电、售电领域缺乏政策支持，甚至亏损经营，到目前为止这种情况没有根本改变。当前问题是：

　　--上网电价体系混乱。有的地方仍维持一厂一价，甚至一机一价，上网电价定价原则改为按经营期还本付息定价后，新增电量供电成本只考虑0.03元，造成电网企业无力还本付息和筹措建设资金，输电、配电、售电企业不能合理补偿成本，不能获得合理利润。

　　--终端用户电价不合理。没有按用电性质分类，电价严重扭曲，居民生活电价偏低，工业用电电价偏高;基本电价偏低，电度电价偏高。由于电价不合理，造成电力资源的严重浪费，并使高峰负荷，峰谷差异超常拉大，负荷率和负荷利用小时数下降。

　　--优惠电价种类繁多。对部分用户的优惠等于对其他用户的剥夺，现在优惠电价种类繁多，甚至实行一厂一价;居民生活用电电价已经很低，还要在低电价用户实行多用电降价优惠;特别是西北地区对高扬程径流电价降低到3-4分钱/千瓦时，如甘肃省高扬程径流优惠电量达到30亿千瓦时，占全部售电量的10%以上。

　　--取消各种电价后没有相应的补偿措施的。改革开放后，电价改革采取渐进式改革措施，为了维持较低的电价水平，采取了价外加价的措施，后来造成加价种类繁多，自1998年开始取消各种乱加价乱收费是必要的，但是有些加价属于电价的补充，是必不可少的，应当在取消加价的同时，适应提高电价。如近年采取降低供电工程贴费，并且决定在城农网改造完成后，取消供电工程贴费，为保证电网建设资金的来源，应适当提高终端电价。

　　--难以推广电力需求侧管理。1995年5月国家计委，国家经贸委和电力工业部要决定全国推行峰谷分时电价，要求在3-4年内转移高峰负荷10%-15%，约1000-1200万千瓦(见1995年中国电力年鉴)。由于厂网分开后，上网电价未实行峰谷分时电价，配电企业按平均电价购电，推行峰谷分时电价时，低谷电卖得越多，收入减少越多，减收无法补偿，严重制约峰谷分时电价的推广应用。同时也影响蓄冰空调和可停电电价的使用，推广电力需求侧管理缺乏动力。

　　--电热欠费居高不下。为保证电热费的回收，1992年曾规定用户要缴纳电费保证金，但当时的规定仅对三资企业和私营企业实施。实际上欠费主要是国有企业和机关事业单位，电费保证金不能起到应有的作用而被取消。目前电热用户欠费仍相当严重，影响电力企业正常生产。

　　五、电网建设有所改善，困难仍然不少。

　　近年来在电力结构调整中，注意了加强电网建设，各地区、各省、区、市网架建设有所改善，但由于电网企业利润率低，资本金筹措十分困难，电网建设还本付息政策未出台，尚不具备还本付息能力，电网发展滞后于电源发展的问题还没有从本本上解决。输电线路走廊和变电站址未纳入城市规划，线路走廊和变电站址选择越来越困难，政策处理时间长，要求高，难度大，有的项目一拖好几年，延误了建设工期，影响了用户供电。电力工业作为公用事业，线路走廊和变电站用地应当明确由政府征用土地，任何单位和个人不得非法占用和阻挠。

　　六、城网、农网改造成绩很大，尚需继续努力。

　　国家1998年开始用三年时间，投资3000多亿元，进行城网和农网改造，已经取得了很大成绩，这部分工程预计到2001年年底可全面完成。但从各省的总结来看，城网建设与改造仅限于公用配电网，大中企业内部的配电设施和企业转供电部分尚未全面改造;农网建设与改造的公共配电网各省、区、市完成的程度不同，约完成40%-60%，最近国家计委和国家电力公司已决定再投资1000亿进行农网建设与改造的第二期工程;另外还有三个部分需要考虑：一是县级市、县城及城乡结合部电网的建设与改造;二是国营农场、林场和草场电网的建设与改造;三是全国还有2600万无电人口用电问题的供电。关于2600万无电人口用电问题，靠公用电网延伸供电投资和成本太高，是不适宜的，1996年由国家计委牵头制定的中国“光明工程”计划，曾明确到2010年利用风力发电和光伏发电技术解决2300万边远地区人口的用电问题，(见1999白皮书，《中国新能源与可再生能源》)。看来用小风电，小光电、微水电等分散电源解决无电人口是比较合理的，但当时还没有出台城网、农网建设与改造计划，现在估计2003年至2004年可以全面完成城网和农网建设与改造，无电人口的用电问题最好能提前到“十五“计划期内解决。

　　七、理顺农电管理体制，未能完全实现。

　　1999年1月国务院批转国家经贸委关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知(见1999年1月23日中国电力报)，要求全国统一由省(区、市)电力公司直管或代管，原则上一县一公司并实现县(市)乡(镇)电力一体化管理。截止到2001年7月统计由省(区、市)电力公司直管或代管的县供电企业已有1852个，大约尚有600个左右的自供自管县尚未按照直供直管县，趸售县的改革原则进行改革。自1998年开始实施的农村“两改一同价”，目的是为了加快农村电网建设与改造，解决农电的政企不分问题，同时实现农村电网的统一规划问题。应当说在解放初期，我国电力工业尚不发达，农村大部分地区无电，在当时条件下发展小水电，小火电建设小电网为农村供电有着积极意义;但当全国农村普遍实现通电以后，继续保留小电源，会阻碍地方经济发展和人民生活水平的提高，在这次农网建设与改造中，大小电网争供电区的矛盾日益突出，用户不能自由选择供电企业，重复投资，重复建设问题严重。

　　八、电力工业税费改革取得成效，但税负偏重。

　　改革开放以后，为了加快发展电力工业，采取绕开价格，用价外加价来筹集电力建设资金和弥补电价内未能解决的费用，出现了名目繁多的加价和收费，自1998年起国家采取果断措施取消乱加价、乱收费，取得了明显的效果，到目前为止只剩下供电工程贴费和三峡建设基金等少数经国务院批准的项目。当前主要问题是税赋偏重，税负不公和所得税不合理。

　　--电力工业税赋偏重，一是增值税明显高于其他产业，由于我国实行的是“生产型”增值税，投资性支出不作为进项税抵扣，电力工业是资金最密集的产业，致使电力企业纳税水平高出工业平均税率40%多;二是进项税抵扣率低，如煤炭为13%，运输业仅7%，还有铁道部门收取的20多项运杂费未抵扣;三是超额纳税，现行的“权责发生制”纳税方式，用户欠缴的电费也要纳税。

　　--水电、风电与火电之间税负不公。一是水电、风电增值税实征率大大高于火电。由于火电燃用的燃料可抵扣，水电、风电不用燃料，进项税抵扣少，水电、风电要比火电多缴40%-70%的增值税;二是水电隐性税赋重，水电大都蒹有防洪、给水、旅游、水产养殖等功能，本应由社会承担的成本，却要有水电承担，给水电增加了隐性税负。

　　--电力工业所得税制不合理。国有企业按行政隶属关系纳税，强化了地方政府的区域封锁意识，使电力企业改制、重组和打破地方壁垒形成阻力。

　　九、电力环保取得进展，仍面临严峻形势。

　　在发展电力的同时，电力部门非常重视提高能效和治理污染。电力部门已经开展了双边和多边国际合作，以加强电力工业的环境保护。在火电厂烟尘排放上，普遍采用电除尘装置，使烟尘排放得到有效控制;在大容量机组上采用低NOx燃烧器，使NOx排放水平有明显的降低;工业废水已全部达标排放，并提高了工业废水回用率;脱硫技术也已起步，此外洁净发电示范工程有四川白马电厂30万千瓦循环流化床，江苏贾汪电厂增压流化床和山东烟台整体煤气化联合循环发电等都已开始建设。当前最大的问题是SO2的控制问题，近年来国家环保总局提出要从零点起征SO2排污费，但目前电价中不包括SO2排污费或安装脱硫装置的费用，真正实施从零点起征将使电力企业陷入困境。

　　我国一次能源消费以煤为主的情况在相当长的时间内难以改变，电力工业是用煤大户，电煤消费的煤炭占煤炭产量的比重已由1980年的15%，提高到2000年的61%，将来还会有更多的煤炭要转变成电力来使用，电力工业要尽可能地减少污染物的排放，实现经济、社会与环境协调发展，电力企业要使自己成为可持续发展的佼佼者，还任重而道远。

　　十、多种经营蓬勃发展，却存在巨大困难。

　　1999年电力企业多种经营企业法人达9482个，总资产1600亿元，销售收入1000亿元，获利润60亿元，资金利润率为3.75%(比国电公司企业好)，职工总数78.31万人，吸纳主业职工29.4万人。多经企业为主业减人增效起到了重要作用;到目前为止，主业职工仍然偏大，大力发展多经，可以继续为主业吸纳富余人员起到重要作用。但不少多经企业缺乏统筹规划，集团化、品牌化方面滞后，管理机制和经营机制不能适应发展要求，职工缺乏压力，经营者缺乏动力，企业缺乏活力，必须进一步加大改革力度。

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