我国电力行业市场化改革效果的实证分析

13.3　我国电力行业市场化改革效果的实证分析

哈佛学派SCP理论范式的主要手段是实证研究，认为一个行业的市场结构、市场行为和市场绩效之间存在着相互作用的复杂关系：市场结构和市场行为是由需求条件和技术条件决定的，结构会影响行为，行为也会影响结构，结构和行为的交互作用又决定着市场绩效，绩效通过反馈影响某一行业的行为和结构（于立，2004）。该范式经常被用于自然垄断行业的研究，本文的以下部分也将运用SCP的逻辑框架，分析我国电力行业市场化改革的效果。

（1）市场结构的实证分析

由于结构、行为和绩效是相互作用的整体，因此市场结构既可以通过指标直接衡量，也可以从行为和绩效方面进行间接考察，本文主要通过指标直接衡量。产业组织理论认为可以通过市场集中度、产品差别化、进入及退出壁垒、规模经济等指标衡量某个行业的市场结构。显然电力行业的产品差别化程度极低，故此指标被排除，后两个指标适合于作定性分析，不易于量化，只有市场集中度指标容易量化，适合作实证分析。

市场集中度是衡量市场卖者垄断程度的指标，一般用某一产业中规模最大的前几个企业的有关数值X（资产额、销售额、职工人数）占整个行业的份额。

改革前，我国电力行业一家独大，原国家电力公司控制了绝大部分的发电机组和骨干输出网及配电网。2000年底，原国家电力公司总资产1.8万亿元，占全国电力行业2.5万亿元总资产的70%，全年完成售电量90521亿千瓦，占社会用电量的79%。2002年改革前夕它拥有全国46%的发电资产和全国90%以上的电网资产。因此无论从销售额还是资产额计算，改革前国家电力公司在电力行业中具有强大的市场支配力。从2002年底开始，将原国家电力公司分拆重组为五大发电集团、两大电网公司和四家辅业集团。在发电市场，除这五家发电集团外，还有非国家电力之外的如国华电力、深能源、申能源、粤电力等340余家中小型独立发电企业，是否因为存在数量众多的发电企业就可以说我国发电领域的市场化改革已经成功打破了垄断引入了竞争？并非如此，从全国市场来看，新组建的五大发电集团资产约占全国总发电资产的33%，重组的电力资产还包括原国家电力公司以外的如原中国华能集团公司、山东鲁能控股公司等，因此改革之后的五大发电集团资产的CR₅应该大于33%。2004年五大发电集团总装机容量为16163万千瓦，达到了全国装机总容量的36.7%。如果把四家辅业集团也考虑进来，九家电力集团装机容量占全国装机总容量的49.7%，而340多家独立发电企业则只有50.3%。

因此可以说，改革后发电侧并没有形成规模经济与竞争活力相兼容的有效竞争格局，所谓的打破垄断，只是变垂直一体化垄断为政府管制下的寡头垄断，五大发电集团仍然具有很强的市场势力。由于没有实现全国网络的互联，各大发电集团在其所在区域拥有绝对的控制权，上网电价主要由五大发电集团控制，他们之间千丝万缕的联系使他们很容易形成共谋，提高上网电价，损害消费者利益。英国电力在市场化改革的初期曾经出现过这样的情况，国家电力公司和电力生产公司在电力库市场上形成了双头垄断的格局，两家共同决定电力库市场上的电价，随着改革的推进，两大公司被迫出售其所管辖的部分电厂，一些国外的电力公司收购电厂后作为英国的独立发电商参与竞争。至今英国的发电市场上共有50余家发电厂商相互竞争的生产和销售电力，管制机构OFGEM根据《电力法》和《公共事业法》确保他们之间的公平竞争。由于我国众多小规模的发电企业很难在短时间内被扶植为五大发电集团的竞争对手，因此我们可以参照英国经验，直接引入国外的电力公司参与竞争，并尽快修订出台新的《电力法》，让电监会依法监督公平竞争的开展。

（2）市场行为的实证分析

第一，价格机制。价格机制是市场机制的核心，是企业效益和消费者福利的主要影响因素，科学的电价形成机制能够培育电力企业的自我生存和发展能力。因此，西方国家纷纷把价格机制作为电力行业市场化改革的主要手段。英国从1989年开始，在发电领域以竞争机制代替价格机制，在输电、配电、售电领域实行RPI-X价格上限管制，生产者和消费者都获得了实惠。据统计，实行新的价格机制后，居民实际电价下降了25%～26%，工业电价下降了23%～30%，电力公司利润在前三年达到150%；阿根廷参照英国电价形成机制设计零售市场电价后，全国发电量增长率明显提高，1993年为6.6%，1994年为8%，1995年为5%，同时发电厂商电价大幅度下降，由改革前的4.5美分/KWh下降为2.5美分/KWh，下降幅度接近50%，效果非常明显。

电价改革也一直是我国政府调节电力产业建设发展的核心内容，中国政府在不同的阶段为实现政府的目标在电价规制方面采取了不同的方法。1985年之前实行的是高度垄断的电价规制制度，由政府强制定价。1985年以来，我国的电价形成机制经历了一系列的变革，先后实行了还本付息电价、燃运加价、经营期电价等多项电价政策。2003年电价改革以前，我国的电力价格分为上网电价和销售电价两部分。2003年国务院通过《上网电价暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，对电价改革措施进行了细化，拟对上网电价实行两部制，输配电价由政府按成本加收益原则制定，销售电价由市场形成。但由于改革启动时正赶上电力供应紧张，因此此次改革没有取得实质性成果。

电价形成机制的不完善和电价监管体制的不健全已经阻碍了电力行业的发展。我们应该借鉴国际上先进的标尺价格管制和价格上限管制办法，采用激励性价格管制给予企业竞争刺激，使企业提高生产效率和经营效率。

第二，普遍服务。由于电力属于关系国计民生的公共物品，因此电力改革必然涉及普遍服务的问题。我国农村发展程度远远落后于城市，确保农村实现电气化也就成了普遍服务考虑的主要内容。全国乡、村、农户的通电率也在一定程度上反映了电力行业市场化改革的成果。1998年以来我国全面启动了改革电力体制、建设与改造农村电网和实现城乡用电同网同价的工作，取得了可喜的成绩，乡、村、农户的通电率逐年攀升。仅就农户通电率来说，1989年仅为79.63%，2002年上升为98.48%，提高了近19个百分点，相对于我国基数庞大的农户来说这一进步是惊人的，但同时也应该看到，全国还有2800万人没有用上电，农村电价水平高，弹性系数较大，电网线路老化，电压不稳，电力短缺、拉闸限电等因素制约了农村电气化的进一步发展，影响了全国电力改革的进程。

（3）市场绩效的实证分析

第一，电力行业总量发展分析。经过几个阶段的市场化改革，我国电力行业取得了巨大成就，从1999年开始，电力供应基本摆脱了过去几十年一直存在的严重不足问题，2000年以后，发电量以超过10%的速度递增，超过了国内生产总值的增长速度，见图13-1。

从图中可以看出，我国电力供应屡经大起大落，极不稳定，这与政府的严格管制政策是分不开的。由于政府控制了电价，价格信号不能反映资源的稀缺状况，因此在电力项目建设上，只能根据对电力需求的估计确定，但是电力需求预测中的不确定因素太多，如按电力需求弹性系数规划电力投资的增长速度，需要较为准确的预测GDP的增长速度，并按经验设定一个弹性系数，但目前我国经济是否真正过热仍不确定，因此很难根据它估计电力需求。1999年有关部门按照旧模式压缩电力项目以控制总体规模，导致2003年全国大面积电荒的教训已经说明政府管制无法替代市场机制。放松管制，让供求状况决定电价，给企业更多的自主权，让企业根据电价调整供给，政府实行有限的监管或指导。

第二，电力行业技术经济指标分析。我国电力行业供电煤耗、发电煤耗和线损率逐年降低，2002年全国火电平均供电煤耗为381克/千瓦时，比2001年的385克/千瓦时有所下降，2001年的线路损耗为7.55%，比2000年下降0.15个百分点，这表明我国发电机组及电网的技术经济水平有所提高。但是同时也应该意识到，我国电力结构不合理，火电比例极高，影响国家资源的有效配置。2005年全国发电量达到24747亿千瓦，火电20180亿千瓦，约占全部发电量的81.5%，水电3952亿千瓦，仅占16%。众所周知，燃煤是中国主要污染和温室气体排放的主要来源，而电力行业消耗了近40%的煤炭，严重污染环境。近年来煤炭和石油供应趋于紧张，价格据高不下。因此，我们应该通过适当的不对称管制，提倡比较清洁的可再生能源发电，如水力、风力发电等，在项目审批上多向其倾斜，为其提供比较优惠的贷款，提高其上网电价，必要时通过立法促进发展。英国正是通过颁布《再生能源条例》为可再生能源发电开辟了道路。

第三，电力企业绩效分析。前面所述关于电力行业的总量发展和技术经济指标分析，只是从宏观层面上对电力行业改革后的绩效做出总体评价，电力企业是电力行业的组成单元，我们只有从微观层面上对电力企业改革后的绩效进行分析，才能对改革后的效果做出客观评价。长期以来由于有关中国电力企业的相关数据极少公开出版，很难获得，因此很少有人对电力企业的绩效作实证分析。在此我们将运用数据包络分析方法，对深市和沪市35家具有代表性的电力企业的相对效率进行度量。

数据包络分析方法是利用分段线性规划的方法估计样本效率前沿的非参数方法，它对同类型的决策单位进行相对有效性或效益评价，多个决策单元构成被评价集，每个决策单元具有多投入多产出的生产过程，通过对他们投入和产出比率的综合分析，以决策单元的各个投入和产出指标的权重为变量进行评价运算，确定有效生产前沿，并根据各决策单元与有效生产前沿面的距离状况，确定是否有效（见孙巍《生产资源配置效率——生产前沿理论及其应用》）。依据上述方法，采用效率与生产率测算软件系统——Frontiers2.0计算出电力行业2002年、2004年的运行效率及其分解。由于计算结果是基于产出的非参数效率，因而效率值越小效率越高，最高效率值为1。为了便于分析，我们将35个样本企业的效率结果做出以下划分：如果计算结果近似为1，则说明样本企业的资源配置是有效的；如果计算结果属于1～2，则说明样本企业的资源配置是比较有效的。

分析表明，2002年、2004年各电力企业的要素资源产出可处置度几乎没有差别，都是有效的，因此企业的综合效率差异主要体现为规模效率与技术效率之间的差异。2004年样本企业的产出规模效率有效企业所占比例为22.9%，有效和比较有效企业所占比例为80%，高于2002年的77.1%，由此可以看出，我国电力企业的规模效率比较高，考虑到电力行业的规模经济性也是情理之中。产出纯技术效率有效的企业所占比例为25.7%，有效和比较有效企业所占比例为31.4%，同样高于2002年的28.6%，意味着改革后电力企业的生产技术和管理水平有所提高，但同时也应当注意到，作为高技术密集度的行业，即使是改革后电力企业平均产出纯技术效率也为6.94，远远大于有效值1，比较有效企业所占比例尚不足1/3，可见广大电力企业应该把提高生产技术水平作为今后工作的重点。2004年样本企业的平均产出综合效率为12.45，而2002年的平均产出综合效率为16.83，2004年产出综合效率有效的企业所占比例为8.6%，有效和比较有效企业所占比例为20%，而2002年该数值仅为14.3%，这意味着2004年电力企业的整体效率状况要好于2002年，说明市场化改革后，迫于竞争威胁电力企业的综合效率有所提高。

我们认为，导致电力企业综合效率提高的原因主要有以下两方面：首先，从国家的宏观经济形式来看，随着经济的发展，能源短缺现象越来越突出，在电力供不应求的情况下，电力企业普遍效益提高，各公司可以获得较多利润。其次，新一轮的改革打破了电力行业的垂直一体化格局，企业内部的技术水平、生产成本等成为决定企业电量能否成功上网的主要因素。上述第一个原因是显而易见的，为了验证第二个原因是否成立，我们运用线性回归分析模型，以2004年电力企业产出综合效率作为被解释变量，采用技术工人人数为解释变量x₁，作为衡量企业内部生产技术对企业效率影响的指标，采用主营业务成本为解释变量x₂，作为衡量企业生产成本对电力企业效率影响的指标。

回归分析模型形式为：y_i=c+β₁x₁+β₂x₂i=1，…，N

通过使用Eviews软件得到以下的回归结果，如表13-1所示。

技术工人人数指标在10%的置信水平下显著，主营业务成本指标在5%的置信水平下显著，总体拟和效果较好。同时，技术工人人数指标x₁对企业效率影响估计值为正值，说明提高企业技术水平，有利于提高企业绩效。主营业务成本指标x₂对企业效率影响估计值为负值，说明企业的生产成本（主要是燃料成本）影响了企业效益的提高。因此可以看出，当电力行业垂直一体化的格局被打破后，同区域的电力企业面临相同的上网条件，企业的内部效率，如生产技术水平、生产成本、管理水平等，成为影响企业效益的主要因素，电力企业可以通过先进技术的引入和使用，节约燃料，降低运营成本，增加利润，提高绩效。但同时也应该意识到，在我国目前电力并不富余的情况下，上述改革措施对企业提高效率的刺激是有限的，要从根本上提高其绩效，应将激励性机制引入管制，并对不同效率的电力企业设计不同激励强度的激励合同，促使企业自觉提高生产效率。