现行电力产业政策效应分析

现行电力产业政策效应分析——基于对电力企业赢利能力的考察刘建平1，陈少强2（1.国家工商总局市场司北京100820；2.财政部财政科学研究所北京100820）内容摘要:随着社会主义市场经济体制的不断深入，传统的电力产业政策的弊端日益明显。为此，国务院于2002年启动了新一轮电力产业政策，其主要内容是政企分开、厂网分离、竞价上网，以及建立新的电力监管体制。配套的电力产业政策涉及电力投融资、税收和环保等内容。由于政策实施时间不长，目前国内对电力产业政策的微观效果评价尚不够深入。为此，本文通过对电力企业赢利能力变化的分析，试图找出其政策性原因，并用模型加以检验。在此基础上，作者提出进一步完善电力产业政策的若干建议。关键词:电力企业赢利变化政策效应一、电力企业赢利能力的变化这次电力体制改革是以原国家电力公司2000年的财务决算为依据，将原国家电力公司系统的发电资产重组为华能、大唐、华电、国电和电力投资五大集团公司，从而在一定程度上打破了发电市场上的垄断局面。实际上，发电市场总体上仍然是由上述五大发电集团公司所控制。虽然电力体制改革的昀终目标是在售电环节引入竞争，让终端用户自由选择供电商，让公众真正从电力改革中获得昀大利益，但在目前诸多矛盾尚未解决、技术手段尚不健全的条件下，电力销售仍然和电网相结合，电网企业基本上还是电力唯一的销售者。在原国家电力公司电网资产与广东、海南两省的地方电网资产基础上联合组建的国家电网公司和南方电网公司，控制着中国电力输配的环节。国家电网公司拥有华北、东北、西北、华东、华中等五大区域电网公司，南方电网公司经营云南、贵州、广西、广东和海南等五省电网资产。由此可见，中国电力零售市场基本上还是由两大电网公司控制，仍带有很强的垄断性特征。理论上讲，引入竞争机制，一方面会使得原本处于垄断地位的企业失去垄断特权所带来的垄断利润，从而会降低它们的盈利能力，但另一方面会迫使这些企业进行技术更新，提高效率，降低成本（这有可能提高这些企业长期的盈利能力），从而可以优化资源配置，增加社会福利。按照上述理论，中国此次电力产业体制改革对发电企业和电网企业的盈利能力有着不同的影响。在发电市场上，五大实力相当的发电集团公司（华能、大唐、华电、国电和电力投资）的竞争格局取代了过去独家垄断的格局，因而在一定程度上引进了竞争机制。根据理论上的推导，垄断地位的丧失会使得发电企业的盈利能力在一定程度上减弱，但在长期，这些企业会在竞争中进行技术革新，加强管理，从而降低发电成本，提高效率和盈利能力。电力输配市场上的改革步伐没有发电市场那么大，国家电网公司和南方电网公司基本垄断了电力零售市场，且它们之间也不存在竞争，因而它们能够凭借其垄断地位继续获得超额垄断利润，应该具有较强的盈利能力。实证分析电力体制改革对电力企业盈利能力影响的理想做法是将改革前后各企业盈利能力的各项指标进行对比，但这显然是不现实的，因为重组前各企业（华能集团除外）还不1存在，因而不能进行相应的数据比较。此外，本次电力体制改革刚刚两年左右的时间，其对电力企业的很多影响尚未显现出来，因此这里只能就现有的数据进行分析。在分析之前，应该先对所选用的盈利能力的一些指标进行定义。盈利能力一般是指企业在生产经营过程中获取利润的能力，是盈利的相对值。在不考虑一个会计期间与另一个会计期间对比的情况下，盈利能力指标可以区分为按照交易价格衡量的盈利能力和按照资产效率衡量的盈利能力，前者诸如营业成本比率、主营业务利润率、销售利润率等；后者诸如总资产利润率、净资产收益等。本文除了选用销售利润率、资产净利率、净资产收益率等一些指标来直接反映企业的盈利能力，也使用了管理费用率、财务费用率等指标，目的是希望能够更全面地评价企业的盈利能力。本文所用指标及其定义公式如下：（1）销售利润率＝（利润额/销售收入）×100%，该指标表明企业每销售1元产品所获得利润的能力。（2）资产净利率＝（净利润/平均资产总额）×100%，该指标越高，表明资产利用效率越高，说明企业在增加收入和节约资金使用方面取得了良好的效果。（3）净资产收益率＝（净利润/平均净资产）×100%，该指标反映所有者权益的投资报酬率，具有很强的综合性。（4）管理费用率＝（管理费用/销售收入）×100%，该指标反映每销售1元产品所耗用的管理费用多少，其值越大，说明了该企业管理效率越差。（5）财务费用率＝（财务费用/销售收入）×100%，该指标反映资金运营的压力。根据有关部门提供的有关数据显示，改革前的1998－2002年之间，国家电力公司的五个指标值的变化很小，变化幅度昀大的指标（销售利润率）值也一直在10%－12%之间，而其它指标值的波动就更小，如资产净利率一直为0.5%左右，净资产收益率在1%－2%之间，管理费用率在2.5%上下，财务费用率稳定在5.5%左右。这些数据说明了国家电力公司的盈利能力是比较稳定的，没有出现大起大落的情况。这也符合一个自然垄断企业的特点：凭借其垄断地位获取垄断利润，自身没有降低成本、提高效率的动力，但其垄断行为又受到政府的管制，所以其盈利能力和水平相对于其它企业来说是比较稳定的。重组后，四大发电集团（不包括华能集团）的销售利润率2002年平均为12.95%，2003年平均为13.18%；资产净利率2002年平均为0.1%，2003年平均为0.23%；净资产收益率2002年平均为0.39%，2003年平均为1.16%；管理费用率2002年平均0.7%，2003年平均为0.84%；财务费用率2002年平均为7.48%，2003年平均为7.28%。从2002-2003年的平均水平来看，发电企业集团的盈利能力似乎有一些改善，但是这些变化不具有显著性，因而很难得出什么确切的结论。就电网企业而言，两大电网公司的销售利润率2002年平均为6.83%，2003年平均为2.93%；资产净利率2002年平均为0.94%，2003年平均为0.37%；净资产收益率2002年平均为2.2%，2003年平均为0.92%；管理费用率2002年平均为1.35%，2003年平均为1.31%；财务费用率2002年平均为2.79%，2003年平均为2.72%。数据显示了电网企业成本管理的指标两年基本持平，但其它三个盈利能力指标却出现了较大幅度的下降，与2002年相比，2003年的销售利润率下降了57%，资产净利率下降了60%，净资产收益率下降了58%。为了更清楚地认识中国电力行业的盈利能力，有必要将中国的电力行业与国内其它行业、国外电力行业的盈利指标进行对比。表1汇总了2002年电力行业与2001年国内主要工业的资产回报率和净销售利润率。表2汇总了中国电力行业和国际电力行业的资产回报率和股本回报率（即总利润和所有者权益的比值）。无论是与国内主要工业还是与其它国家的电力行业的盈利能力比较，都显示了中国发电集团的盈利能力在国内、在国际至少属于合理水平，但是国家电网公司的盈利能力则要明显低得多。2表1电力行业和国内主要工业盈利能力比较（%）国内各行业资产回报率净销售利润率国家电网公司0.170.40四大发电集团平均5.710.25煤炭采选业1.02.8石油及天然气开采业23.136.8黑色金属矿采选业2.65.0有色金属采选业5.47.6建材及其他非金属矿采选业2.04.0食品饮料和烟草制造业4.35.0纺织业2.12.5造纸及纸制品业2.33.7化学工业1.82.7医药工业5.18.7化学纤维1.32.2橡胶及塑料制品业3.44.1机械工业2.53.8交通运输电气电子制造业4.34.9全国工业平均3.55.1数据来源：国家电网公司和四大发电集团、中国统计年鉴（2003年）。表2中国电力行业和其它国家电力行业的盈利能力比较（%）资产回报率股本回报率国家发电输配电发输配一体发电输配电发输配一体巴西3.50.52.811.30.63.8印度6.911.4美国2.82.32.97.55.07.0英国3.87.04.78.223.811.2德国14.64.726.037.5意大利1.64.43.710.4西班牙5.63.412.115.0俄罗斯1.62.5日本1.57.7马来西亚6.44.012.513.6菲律宾1.02.2新加坡9.8泰国8.017.2韩国4.39.0中国5.70.177.221.54数据来源：国家电网公司和四大发电集团、Bloomberg（国际数据）。综上所述，中国电网公司目前并没有能够凭借其垄断地位而获得超额盈利能力，相反，3与发电企业、国内主要工业以及与世界其它国家电网企业相比，其盈利能力还相当弱，这一结果与上述理论的预期出现了很大的不同。这可能是由于电力体制改革对电力企业的实际影响还受制于其它因素，如政府的电价、财税、投融资、环保等各项政策和电网企业的内部激励机制。下文将重点探讨工具性电力产业政策对电力企业（尤其是电网企业）的盈利能力的影响。二、相关政策因素分析1、价格方面的影响电价改革是此次电力产业政策的核心之一，其目标就是建立与电力市场目标模式相适应的科学合理的电价形成机制和市场竞争机制，制定既能鼓励电力可持续发展，又能促进电力企业自我约束电力建设投资、降低生产成本，并且实现用户公平负担、提高能效的发电电价、输电电价、配电电价和销售电价构成的电价体系，同时建立与电力体制改革和电力市场管理协调融洽的高效、有力的电价监管体系。这里所讨论的电价政策主要涵盖了电价体系和电价形成机制。电价在实际应用中不是一个单一的价格，而是一个价格体系，从电力生产到昀终消费，大致有4个价格子系统：上网电价、输电电价、配电电价及销售电价（销售电价＝上网电价＋输电电价＋配电电价）。电价体系一般是与电力市场模式的发展紧密相关的。电力市场的模式按发电、输电、配电和售电四个环节的开放程度，可以分为以下四种：垄断模式、单一购买者模式、批发竞争模式和零售竞争模式。中国实行的是单一买主模式，即发电厂产权是多元化，而输配电和售电系统仍为垄断经营，拥有输配电网的电网公司是市场中唯一的电能购买者和销售者，称为单一买方。在该模式下，单一购买者以上网电价向独立发电商购买电能量，然后再加上自己的成本和一定利润后形成销售电价。上网电价一般指省级以上电力公司向独立发电厂购电时的电价。零售电价是指终端用户从省电力公司或独立的地区配电公司时的电价，一般以省为单位统一制定。趸售电价是指独立的地区配电从省电力公司购电时的电价。省级零售电价和趸售电价由国家计委制定并发布，称为目录电价。目录电价需要调整时，一般由省电力公司根据自身的财务需求、燃料价格和运输费用变化的情况，经过计算分析后向国家计委报送电价调整报告，国家计委进行决策如何调整，形成新的目录电价。电价形成机制是指电价决定机制，即电价水平以及价格体系的形成、变化的基本原理，主要是指在电价形成过程中，具有直接定价权、间接定价权或价格干预权的政府、经济组织、企业、居民及司法机构的相互关系，其主要内容和核心内容是价格由谁决定。因此，电价形成机制主要有三种：政府定价方式、双边协商方式和市场竞争定价方式。中国上网电价采用了两部制电价，容量电价由政府根据平均成本来制定，电量电价由市场竞争形成，政府根据电力供求状况调整容量电价系数：供大于求时系数变小，供小于求时系数变大，即缺电时多支付一些，反之则减少。目前输配电价正由销售电价减去购电价格的倒算法向根据资产成本、资产折旧和运行成本制定法过渡，换句话说，目前中国输配环节并无独立的输配电价。如果上网电价不断攀升、销售电价又得到严格控制，则电网经营的合理收益无疑将得不到保证，这会使得电网企业无力新建电网项目，输配电网薄弱的状况难以改善，从而不利于电网的正常发展。（1）交叉补贴问题在现行的电价体系和电价形成机制中，交叉补贴是一个比较突出的问题。电力体制的市场化改革（厂网分开等）一方面是为了在发电和销售领域引入竞争机制，另一方面也是为了避免相互之间的交叉补贴。但是当前政府虑及社会稳定，又不得不维持这一政策。例如对居民用电和农业用电等实行保护措施，在销售电价与上网电价联动时，这些电价暂不变动。因此，上游上网电价的变动风险将由电