05我国电力运营现状及问题
一、2005年我国电力行业运行状况
2005年以来电力供需形势较上年同期有所缓解，但季节性、时段性电力短缺矛盾仍然突出。随着电价上调效应充分显现和三季度来水偏丰的影响，电力行业利润持续负增长的状况得以扭转，自8月份开始，行业利润增幅已连续3个月稳步提高，截至10月份，电力行业实现利润同比增长达到10%。
1、投资增速从高位缓慢回落
2005年，电力热力生产与供应业投资增速在年初2月份达到62.7%的高点后，呈现增速逐月下滑的的局面。1－10月份，全国电力热力生产与供应业累计完成固定资产投资4768.44亿元，同比增长33.2%，比2004年同期(50.8%)下降17.6个百分点。但是，与同期全国城镇固定资产投资27.6%的平均增速相比，电力热力行业前10月的投资增幅仍然维持了较快的增长水平。2004年电力供给方面新投产项目为5000万元，2005年已经达到了6000万元，在电力供求压力没有明显缓解的条件下，全社会投资电力行业的热情仍处于高亢状态，其中孕育的风险也在逐渐显现出来。
2、供需紧张形势有所缓解
2005年1-10月份，全国发电量19770.99亿千瓦时，同比增长12.85%，较2004年同期的14.97%回落2.12个百分点。从电力供给结构来看，火电一直在我国电力供给中居主导地位，1-10月份，火电发电量16109.74亿千瓦时，同比增长11.74%；由于2005年水情比较好，水电增发明显，水电发电量3109.96亿千瓦时，同比增长19.76%，高于全社会发电量平均增速6.91个百分点，增速较去年同期加快4个百分点；核电发电量448.65亿千瓦时，同比增长8.21%。从电力需求情况看，2005年以来，国家宏观调控对抑制高耗能产业过快发展取得了积极的成效，高耗能行业固定资产投资与产品产量增幅均出现回落，高耗能产业对电力需求的不合理增长得到一定抑制,电力需求增速有所降低。1-10月，全社会用电总量增长速度较2004年同期已有所回落。随着用电需求增速的下降，全国缺电程度有所缓解，但供需形势依然比较紧张。
3、行业利润增幅稳步提高
2004年煤炭价格在需求快速增长的推动下一路上涨，而电价由于受政府管制，调整幅度大大落后于煤价，高煤价带来的成本压力在很大程度上挤压了发电企业的利润空间。2005年开始，煤炭价格上涨开始缓解，成本下降使得电力行业利润率在一季度下降30.5%以后，负利润率的状况开始逐月缩小。加之电价上调效应充分显现，自8月份开始，行业利润持续负增长的状况得以扭转，行业利润增幅已连续3个月稳步提高，截至10月份，电力行业实现利润775亿元，同比增长达到10%。电力行业利润回升主要得益于两个因素：一是5月份开始的煤电联动政策使全国火电公司的销售电价水平每千瓦时平均提高了2.52分，对火电企业盈利能力的提高起到了一定的作用。二是三季度水电公司丰水期到来后发电量的增加提高了利润水平。从国家电网公司公布的重点水电厂总体来水情况看，2005年来水情况偏丰。由于没有成本上涨的压力，再加上国家目前对水电给予一定扶持措施(煤电联动方案特别提出“燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价可以适当调整”)，水电行业的利润增长明显。
二、我国电力发展中存在的问题
1、电源结构不合理
尽管2005年以来水电发电量有了较快增长，但是我国电力供给结构不合理的状况并没有根本性改善。从表1中的电源结构可以看出，火电发电量的比重自2000年以来一直保持在80%以上的水平；水电由于受自然条件影响波动较大，供给处于不稳定状态；由于建设周期较长，核电发电量占全部发电量的比重上升缓慢，在2003年达到2.3%后至今没有进一步的提高；可再生能源主要是风电和太阳能发电，总量微乎其微。
从目前在建规模的结构来看，火电比重过大的局面今后可能进一步加剧。近年来由于电力需求旺盛，各地纷纷上马了新的电厂。在建的电厂中，多数是火电机组。预计“十一五”期间，将有1.4亿千瓦以上的火电项目开工。而且，由于核电、水电建设周期长，今后5年投产的机组绝大多数是燃煤火电机组。所以经过这一轮大规模电站建设以后，电源结构中火电比重有可能进一步上升。这将给煤炭生产、运输和大气排放带来很大压力。
2、发电侧竞争不充分，国有资本对民营和外资存在“挤出”效应
目前，发电环节已经实现了市场竞争，民间投资和外资进入电力投资领域并无根本性障碍，而且民间投资和外资早已进入我国电力投资领域。但是，国有资本始终是我国电力领域的主导投资者，国企的高度集中在一定程度上对民营与外国投资存在“挤出”效应。由于五家国有发电集团和两家电网公司均脱胎于国电公司，因而，“厂网分离”实际上难以真正做到。因为与垄断经营的电网公司有着千丝万缕的联系，国有发电公司在竞价上网的过程中处于更加有利的地位，从而使不同性质的资本始终处于实质性的不平等地位(而电网公司下属的发电厂在上网过程中具有更加优先的权利)，影响了非国有投资者的获利能力，挫伤了其投资积极性。由于对国内电力发展前景不看好，自 2003年开始就有外资从电力行业撤出。2005年7月，美国联合能源公司在进入中国电力市场9年之后，决定将旗下10家电厂全部出售。估计外资目前在中国电力市场的投资比率很可能接近零(而在1997年，这一数字曾经高达14.5%)。而民间投资由于资金实力不足，更多的投向了周期短、见效快的小火电和小水电领域，难以支撑大容量的机组项目。
3、电网建设相对滞后
最近几年，经济发展加大了对电力的需求，在巨额利润的吸引下，全国建立了大量规模不一的电厂，但是电网建设并没有得到改善，电网建设远远滞后于电源点建设，成为制约我国电力工业发展的瓶颈。电网建设和发展落后的弊端正日益显现：
首先，电网建设与电源点建设不协调使得电网所承载的压力越来越大。目前我国很多区域的电网都在靠牺牲电网的安全性和设备的可靠性艰难维持运行，各级电网都靠超负荷运载来满足市场的供需平衡关系，这种超负荷运行存在巨大的安全隐患。其次，电网建设滞后，限制了电网对电力资源的调配能力，造成大量资源的浪费。由于电网建设和发展相对滞后，网间交换能力明显不足，造成水火互济和跨流域补偿作用不强。我国现有交流500千伏跨省、跨区同步互联电网联系薄弱，系统稳定水平低，输电能力严重不足，不但难以满足西部和北部能源基地大规模、远距离电力外送的需要，而且造成了许多输电“瓶颈”，制约了跨省、跨区电网综合效益的发挥。
4、价格形成机制尚未理顺
价格改革是电力市场化改革的核心，从我国目前的定价机制来看，无论是上网电价还是销售电价，其形成过程并不是由供需双方调节和决定的；而在政府应该干预的输配电环节，却存在电价核定的缺失。
第一，上网电价的“煤电联动”受到国家的干预和调控。短期内，煤电价格联动有利于补偿火电企业成本上升的压力，是缓解煤电价格矛盾的有效手段。但是它却无法从根本上解决煤电之间的矛盾。首先，为了保持煤电价格基本稳定、避免电价过快上涨，国家对煤炭价格进行调控和干预，联动方案进而把“煤电联动”限定在一定的范围内。2005年初的煤炭衔接会，政府要求未签订合同的电煤，在8%的幅度内由供需双方协商确定。由于仍把电煤价格增长控制在8%，计划内电煤合同的顺利执行难以保证，供煤时间和电煤质量很难得到保证。
第二，对输配电环节的定价缺失不利于电网建设和发展。由于国家对电价的控制，目前只有发电侧的上网电价和供电侧的销售电价，而未出台输配电价。当上网电价上涨而销售电价无法上涨时，势必压缩输配电价格而影响电网公司利润，从而加剧电网建设不足的压力。有比较显示，我国的发电电价水平中等偏上，而输配电价水平则偏低。就发电电价和输配电价在销售电价中的比例而言，我国发电电价占销售电价的比例达75.3%，为所比较的国家之最，而输配电价的比例(24.7%)则为这些国家之末。较低的输配电价不仅影响了电网行业的投资回报率，也使得电网企业难以引进必要的投资资金，造成电网发展后劲不足。
第三，销售电价模式缺乏弹性，峰谷调节能力差。目前我国的电价模式仍然缺乏弹性，还没有推出有效的峰谷差别电价来调节用电时间，使得用电过于集中在峰时，提高了峰时负荷载量，从而不得不在用电高峰期实行拉闸限电，切平峰值。应该说我国现有的电力装机容量，足可以满足大部分时间的用电需求。如果加大装机容量只为短时间内满足高峰负荷、而绝大部分时间存在过多富裕容量的话，显然增加数十亿投资是没有效率的。经济有效的办法是改进现有的电价模式，进行有效的电力需求管理，实行峰谷差别电价。鼓励用电企业特别是高耗电企业的生产错开高峰时间，以削峰填谷，使得电网平稳运行。
5、电能利用效率低下
我国自上个世纪80年代开始推进提高能效的工作，20多年来，供电煤耗有较大幅度下降，终端用电效率逐步提高。然而，与世界电力工业的先进水平相比，我国的电能效率还较低。我国电网综合损失率至少应在8.5%以上，而发达国家平均在6%左右，美、日等国只有约5%，我国不合理损失超过2.5个百分点。按照2004年全国发电量21870亿千瓦时计算，我国一年输变电系统的不合理损失约547亿千瓦时。从低终端用电效率来看，目前，我国万元GDP能耗是世界平均水平的3.4倍，是日本的9.7倍。由于设备老化和技术、管理落后，我国各项终端用电设备的年电效损失约1500亿千瓦时。在终端用电设备中，包括风机、水泵、压缩机等电机拖动系统的电耗约占全国售电总量的60%。也就是说，由于电网综合损失率较高和终端用户环节的电能利用效率低，我国每年的电力浪费超过2千亿千瓦时
