电力短缺、短期措施与长期战略，本文主要内容关键词为：短缺论文,措施论文,电力论文,战略论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
JEL Classification：N500，Q430，Q480
中国是仅次于美国的世界第二大电力生产国。到2003年底，其电力总装机容量约为3.845亿千瓦，年发电量约为18910亿千瓦时。历史上，中国曾经历大规模的电力短缺和电力过剩。20世纪50年代，电力供需平衡。20世纪60年代，中国开始经历长期的电力短缺，至1986年短缺量超过了总发电量的20％。1997年，中国的电力供需再次达到平衡。到1999年，电力过剩了约10％。总体上看，中国电力工业发展迅速，7年时间装机容量就从1亿千瓦增加到1994年的近2亿千瓦，之后5年内又从2亿千瓦增加到1999年的近3亿千瓦，到2004年装机容量将达到4亿千瓦。2002年，电力消费为16386亿千瓦时，比2001年增长了11.6％。电力消费增加了1704亿千瓦时，增长的绝对量是历史上最高的。2003年，电力消费又增长了15.4％，增加了2520亿千瓦时，再创历史最高水平。2002年，12个省（直辖市、自治区）（注：包括河北、山西、内蒙古、上海、江苏、浙江、河南、湖北、四川、重庆、广东和贵州。）的电网经历了小规模的电力短缺，在夏季用电高峰期以及冬季枯水期限制或中断过电力供给。2003年，电力短缺愈加严重，22个省（直辖市、自治区）（注：包括河北、山西、内蒙古、上海、江苏、浙江、安徽、福建、甘肃、青海、宁夏、河南、湖北、湖南、四川、重庆、广东、广西、云南、贵州和海南。）的电网经历了电力短缺。其中，10个省（直辖市、自治区）的电网不得不在非高峰期对一些用户采取强制拉闸限电措施。火电厂的发电小时由1999年的4719小时增加到2002年的5270小时，2003年达到5760小时。如果不能迅速增加新的发电能力，生产将遭受严重的损失。
2004年不可避免的电力短缺将对中国经济产生严重的影响。电力是一种敏感性商品，因为它会影响社会的稳定性和投资环境。对于一个快速增长的经济来说，中国如何避免未来的电力短缺已成为一个重要的问题。所有影响经济活动和消费模式的因素都将影响电力消费。因此，电力需求的短期波动难以预测。为了应对2003年的电力短缺，政府出台了6项推动电力供应的措施，包括优先给居民用户和学校供电，增加电力投资，取消用电大户的优惠电价，限制某些高耗能产业项目的过分扩张等。这些短期措施充分吗？其经济影响是什么？
由于电力建设最少需要3年时间，政府的这些措施能减轻短缺的影响但不能避免2004年和2005年的电力短缺。另一方面，电力短缺的政治和社会压力可能造成电力投资的过度反应，从而导致大规模的电力过剩。目前5大发电公司和地方电厂大致各占50％的装机容量。5大发电公司都规划到2010年装机翻倍，地方政府的装机扩张则可能有过之而无不及。实际上，由于电力需求增长，部分项目也有先建后批现象甚至已经建成投产。问题是，需求方的电力需求，供给方的产煤能力、运煤能力、设备生产能力、输配电能力，以及环境影响，是否得到充分地全盘地考虑？有没有一个全国性的机构来统筹进行资源优化配置？此外，供电成本上涨，电价上调是否及时，电力资金是否充足，都是电力可持续发展必须考虑的。解决的办法是着眼于均衡的长期战略与规划。
本文的第一部分分析了2003年电力短缺的主要原因。第二部分详细地量化讨论了电力短缺的影响和政府的短期应对措施。第三部分运用了预测模型来估计电力需求，提出了进行电力投资规划的长期战略，并讨论了一些与长期战略相关的问题。
一、2003年电力短缺的主要原因
1.装机容量增长持续低于电力需求增长
1997年以前，中国长期面对着电力短缺问题。电力的需求与供给在1997年实现了平衡。之后，由于电力需求的缓慢增长率（1997年为4.4％，1998年为2.8％），到1999年，国家电力公司已有的装机容量约富余了10％。而且，至1998年底，在建的电力项目达到了8080万千瓦，约占1998年总装机容量（2.773亿千瓦）的30％。基于1997年与1998年电力需求的疲软增长，政府于1999年至2002年停批了常规大电厂项目。
电力消费的增长率在2000年、2001年及2002年分别为11.4％、9.0％和11.6％。新增装机容量的增长率在2000年、2001年及2002年分别为6.9％、6.0％和5.3％，新增装机容量持续低于电力需求的增长。对电力的投资占基础设施投资的比例从“八五”期间的12.9％降至“九五”期间的10.4％，进一步缩减为2000年的7.2％，2001年的6.9％。2003年电力需求的增长率为15.4％，电力短缺估计约为2.6％。（注：本估计考虑了经地方政府批准的小电厂。）由于没能预测到短期的波动并缺乏有效的电力短缺的早期预警系统，2003年出现电力短缺。如果2000—2002年每年新增长容量为2000万—2500万千瓦（基于GDP增长与电力需求的长期关系），（注：林伯强（2003b）估计，1952-2001年，电力需求对GDP的长期弹性为0.86。该结果还显示，GDP增长与电力需求之间存在着稳定的长期关系。）2003年就不会出现电力短缺。
2.经济增长与电力需求结构调整
尽管经济稳定增长（增长率2002年为8％，2003年前9个月为8.5％），但2003年电力需求的高增长主要由于高耗能产业（主要是重工业）的更高速增长。（注：重工业传统上一直是中国的电力消费大户。重工业增长所消费的电力约占总电力消费的近60％，它一直是电力需求增长的主要因素。电力需求增长与重工业的电力消费增长之间的相关系数为0.9。）随着基础设施、房地产业及汽车业的高速增长，高耗能产业的投资增长率在2002年为22％—45％，在2003年为45％—119％。（注：2002年，黑色金属冶炼业、有色金融冶炼业、化工业、纺织业、煤炭采掘加工业及建筑业的投资增长率分别为45％、23％、24％、22％、33％和45％；2003年前9个月，分别为119％、69％、71％、87％、54％和45％。）电力密集度（度电/元GDP）2002年提高了3.8％，2003年前9个月则提高了6.6％。由于这些高耗能产业投资将于2004年与2005年转化成生产能力，今明两年电力需求将持续强劲增长。2003年巨额的开工装机容量最少需要3年才能建成，2006年才能开始发电。2004年与2005年预计将出现更严重的电力短缺。国家电网公司预计，2004年电力需求将增长11％。
3.不利的天气条件
2003年持续高温干燥的不利天气也是电力短缺的原因。随着空调使用量的增加，中国大部分的空调使用密集地区对夏天的天气变化敏感。（注：华东、华南、华中电网的空调负荷已经占夏季总负荷的30％以上。）2003年夏季的高温是峰电短缺的一个重要因素。同时，水库的水供给也由于严重的干旱而降低，影响了水电站的发电能力。水电占较多份额的省份受到不利天气及水供给不足的影响更大。（注：这些省份包括浙江、福建、湖南、湖北、四川、云南和青海。）2003年，火力发电时间增加了488小时，而水力发电时间只增加了79小时。
二、电力短缺的影响与短期措施
1.电力短缺的影响
电力对中国的经济至关重要，中国88％的电力消耗用于生产方面。2002年，只有12.2％的电力用于家庭消费，而这一比率在美国是37％。不足的电力供给对中国的经济增长产生了严重的负面影响。据估计，2003年电力短缺使浙江省的GDP增长率降低了0.7—1个百分点。预测当前这一轮电力短缺对中国经济的影响还为时过早，这取决于2004年与2005年的电力需求增长、经济如何反应，以及电力短缺如何影响商业环境。2003年，负面作用似乎还有限，许多省只是经历了季节性及高峰性的短缺。中国电力企业联合会的一份报告显示，2003年的电力短缺可能达1000万千瓦，或总装机容量的2.6％。如果电力需求的增长率是预测的11％，2003年的电力短缺约为2.6％。如果2004年的新增容量为2600万千瓦，则2004年电力短缺率预计高达7％。
经济增长中能源的重要性带动了许多研究，人们试图分析能源/电力消费与GDP增长间的因果性关系。这些研究包括J·Kraft和A·Kraft（1978）、Akarca和Long（1980）及Yu和Hwang（1984）等关于美国的研究。Yu和Choi（1985）将研究扩展到包括美国、英国、波兰、韩国及菲律宾在内的5个国家，Erol和Yu（1987）使用6个工业化国家的数据研究这种关系。Hwang和Gum（1992）对中国台湾进行了研究。A·Masih和R·Masih（1997）使用多元计量模型研究了许多亚洲国家。Yu和Jin（1992）运用Engle-Granger（1987）的两阶段方法估计了美国于1974—1990年的这种关系。后来，Stern（1993）运用了四因素（GDP、劳动、资本和能源）VAR模型并将数据扩大到1947—1990年。然而，计量结果对数据的变化及时间段非常敏感。这些研究结果不很确切，难以令人信服。
Engle和Granger（1987）的两阶段法进行的是单变量检验。Johansen与Juselius（1992）研究了协整问题，在多变量的情形下，他们不仅提供了估计方法，而且给出了明晰的检验协整向量个数以及约束条件（经济学理论所指出的）的过程。Johansen的方法迅速成为这一领域的关键工具。Cheng和Lai（1997）将Johansen的方法运用于中国台湾1955—1993年的数据，Yang（2000）进一步将该方法应用于1954—1997年的数据。Soytas和Sari（2003）将此方法运用于“七国集团”和除中国以外的16个新兴国家。基于生产函数理论，林伯强（2003）对中国1952—2001年的数据运用协整及向量误差纠正模型，通过定义生产函数Y[，t]=f（K[，t]，LH[，t]，E[，t]）（注：其中生产函数包括资本（K）、人力资本（LH）和电力（E）三个变量。），估计出了电力消费与经济增长之间的实证关系。估计结果为（括号内为估计系数的标准差；LY、LK、LLH、LE分别为Y、K、LH、E的自然对数；TREND为趋势变量）
LY=2.52LK+0.80LLH+0.32LE-0.18TREND
（0.77） （0.42） （0.17） （0.08）
（1）
应用扩展的Dickey-Fuller（ADF）和Phillips-Person（PP）单位根检验来考察变量及其一阶差分的平稳性，以及Johansen-Juselius微量检验来考察模型中协整向量的个数，结果显示电力消费与GDP之间存在内在关系。根据方程（1）中所估计出的弹性系数，预计的2004年7％的电力短缺（或3790万千瓦）可能使GDP增长率下降0.64％。根据2003年的GDP，假设2004年GDP的增长率为8％，政府执行“生活第一，生产第二”的供电原则，则7％的电力短缺可能使2004年的GDP减少3054亿元。（注：2003年的GDP为116694亿元（国家统计局）。）这还不包括对社会稳定及投资环境的负面影响。然而，对这7％的发电能力（设其经济寿命为30年）进行投资需要1710亿元。（注：本计算假设热电的投资成本为4000元/千瓦，水电的投资成本为6000元/千瓦，且假设水电占25％，热电占75％。）假设1710亿元的投资需要配上40％的输配电网投资，对这7％的发电能力的总投资将达2241亿元。
2.政府的短期措施
2003年12月，中国政府迅速对电力短缺作出了反应，对用电优先权进行了行政干预并采取了6项措施：（1）改善电力调度以更好地发挥现有的供电能力；（2）增加电厂及电网的建设；（3）改善电价制度，取消优惠电价；（4）保证电厂的煤炭供应；（5）加强需求侧管理，保证居民用电（“生活第一，生产第二”的原则）；（6）保障电网安全，改善地区联网。措施（1）、（3）、（4）、（5）可能有效果但不足以解决短期的电力短缺问题。
在一些情况下，区域联网可以作为短期措施。例如，东北与华北电网的联网为北京提高了60万千瓦的供电能力。150千米的联网建设只用了1年，投资了6亿元。而在北京建设60万千瓦的电厂则需要4年，24亿元。由于当前的电力短缺可能波及大多数乃至所有省份，输电联网可以降低一些省份电力短缺的严重程度，但不能根本地解决电力短缺问题。
应对电力短缺最直接的短期措施是快速增加供电能力。随着电力短缺形势的不断恶化，政府面临发展电力项目的强大压力。2003年有1.6亿千瓦的项目获得批准，1亿千瓦的项目在建。由于电力建设最少需要3年，再加上电力需求预期强劲，6项措施并不能解决2004年与2005年的电力短缺问题。2004年与2005年电力短缺的严重程度取决于需求的增长幅度。
此外，政府将更严格控制固定资产投资，特别是那些电力密集型行业。财政支持（政府的长期公债）的指导方针也从GDP增长转向“经济结构调整”与平衡发展。尽管中国的GDP能源密集度约为世界平均水平的2倍，但是中国当前的能源消费结构取决于大规模的基础设施建设。基础设施建设又是中国维持8％的GDP增长所必需的。这些行业的增长只是反映了基础设施建设的快速发展，在最近一个时期也反映了汽车业（2003年的增长率为80.7％）与房地产业（2003年的增长率为30％）的高速发展。官方的数据显示，2003年固定资产投资的增长率为26.7％，对GDP增长的贡献度为60％—70％。宏观经济手段和政府行政干预可以降低这些行业的增长。（注：Eastday，2003年12月27日。）但是，行政性紧缩会干扰市场并对经济增长产生负面影响。
电价通常是一种有效的短期工具。在电力短缺的情况下，电价水平会升高以抑制需求。但由于社会原因，在中国大幅度地调高最终用户的电价水平尚不可能。然而，广泛采用分时电价收费在短期将有效。目前分时电价只适用于某些消费者。由于高峰和中间时段区间相当大，消费者没有足够的用电弹性以避开高峰时段。现有的分时电价不能充分有效地激励消费者避开用电高峰时段。一套精心设计的分时电价可以立竿见影地引导消费者转向非高峰时段，这是一种比其他行政措施更好的短期工具。一些省份已开始提高高峰时段的电费。
随着火力供电能力的大幅增加，保证煤供应与运输成为政府的一个重要议题。（注：煤炭生产出现了快速增长。全国煤炭产量从2000年的12.5亿吨增加到2002年的13.93亿吨。）近几年煤消费的增长紧随电力需求的增长，而其他部门对煤的需求则相对稳定。煤供应则由于小煤矿频发事故关停而减少。铁路运输能力也相对不足。电力与煤炭部门间的冲突成为2003年秋冬电力短缺的一个新原因，并且可能成为重要原因。冲突主要集中在不断升高的煤价格。目前，电厂使用3种煤：计划煤、计划外煤及市场煤。计划煤的价格最低，市场煤价格最高。2003年，电厂需要更多的计划外煤与市场煤，但是拒绝支付更高的价格，因为上网电价由政府制定而不能改动。有报告指出，2003年尽管电力短缺，但一些电厂因拒绝接受上涨的煤炭价格而不能满负荷运营。（注：燃料成本是电力生产的主要考虑因素，约占总生产成本的70％。）
近来煤炭价格的上涨以及煤炭与电力部门之间的冲突表明，全国范围内的这个难题亟待解决。2002年，电力部门的煤炭消费占总煤炭消费的53.5％。13％的煤炭消费增长主要源于15.4％的电力消费增长。政府控制最终用户的电价。然而，由于1993年煤炭价格放开，（注：火电厂的煤炭价格直到2002年才完全放开。）煤炭价格现在受煤炭供求的影响。如所预期的，2003年火电厂的煤炭价格达到了顶峰（137.6元/吨）。（注：这里引用的煤炭价格是出井价格，不包括运输与仓储成本。）由于火电厂的煤炭消费预期将大幅增加，不难预测煤炭价格将进一步上涨。煤炭价格的上涨导致热电厂的电价上涨。政府同意从2004年1月开始，电价每千瓦时增加0.7分。这必然影响到最终用户的电费支出。同时，煤炭运输的能力与成本也会受到影响并有待解决。
3.电力短缺的短期措施与可能的“过度反应”
由于电力投资的资本密集型性质和对生产的影响，大规模短缺或过剩都会导致“过度反应”。在中国，政府控制着电力部门的投资。电力计划是国家五年计划的一部分。（注：电力部门的五年计划包括了三类投资项目：（1）国家指定的项目，（2）开工的项目，（3）国家在下一个五年计划中指定的项目。）输配电项目由政府单独投资并归政府所有。发电行业则已完全放开。中央及地方各级政府，各类企业私人资本都可参与投资电厂。如果一个新项目没有包括在五年计划中，政府将不会在本五年计划期内予以考虑。电价制定的程序根据电力项目的不同而异，电价标准在报发改委审批前电力部门要与当地政府进行广泛的咨询。项目审批程序比较长，有的项目需要几年才仅能获得可行性审批。
电力短缺严重时，政府会考虑不在五年计划内的电力项目，并且审批程序会缩短。由于发电项目通常采用由电力部门与当地政府合资的所有制结构。电力部门与当地政府会将此视为发展电力项目的好机会。长期以来，地方政府具有政治与财政上的动机在本地区发展电力项目。另一方面，没有市场提供正确的信号，电力部门则可能按国有企业“以大为先”的经营特性计划出超过需要的供电能力。目前电力项目资金的到位加上不现实的增长预期（基于2002年与2003年的增长率）可能加剧这种情况。审批电力项目的政治社会压力则起到推波助澜的作用。官方的统计资料显示，2003年有1.6亿千瓦的项目获得批准，1亿千瓦的项目在建。此外，还有2.5亿千瓦的项目正在申请批准，其中1.4亿千瓦计划2004年即开工。估计2005年的新增发电能力可能达5000万千瓦，2006年则达6200万千瓦。（注：《中华工商时报》，2003年12月22日。）5大发电公司都规划到2010年装机翻倍，以增加其市场份额。由于束缚更小，地方政府的装机扩张则可能有过之而无不及。
1999—2002年电站建设的推迟是由于当时需求的低增长率（1998年为2.8％）。2003年大批新增供电项目得到批准，是由于近两年来需求的高增长率（2003年为15.4％）。根据短期大幅波动而做出电力规划与项目审批可能导致过剩时停止审批（基于低增长率而计划），而短缺时大量审批（基于高增长率而计划）。对短期需求波动的这种过度反应会导致电力大量的过剩或短缺。这样，2004年与2005年电力短缺不可避免，当前的短缺可能导致2006年或2007年的大量过剩。
三、长期战略
2002年，中国的人均电力消费首次超过了1000千瓦时，达到1096千瓦时，但仍然远低于每人2433千瓦时的世界平均水平，也低于每人1207千瓦时的亚洲平均水平。经济的快速增长意味着电力消费将持续增长。电力消费大幅的短期波动可能导致电力的短缺或过剩。历史上，电力需求曾几次出现高增长（1987年的17.6％，1994年的14.3％，1995年的23.6％，以及2003年的15.4％）；也出现几次低增长（1986年的2.5％，1997年4.4％，以及1998年的2.8％）。电力需求的增长主要依赖能源密集型产业的增长。能源消费大户，包括有色金属、建材、钢铁、化学等行业，2002年的用电量约占当年总用电量的46.1％。这些行业的增长与财政支持的基础设施建设及近年来房地产业和汽车业的增长高度相关，受宏观经济发展政策的影响很大。政府将继续调整宏观经济政策以实现预期的经济增长，电力需求的大幅波动仍将持续下去。因而，我们有必要预期并减小电力过剩或短缺造成的影响。电力决策需要基于长期战略。
1.电力市场
理想的电力投资机制是一个电力市场能够有效地引导电力投资的机制。中国电力市场改革开始于20世纪80年代。进程可大致分成三个阶段：第一阶段是1980—1996年。政府鼓励所有投资者参与电力生产以解决电力短缺问题。（注：电力输配由政府控制和建设，没有私营部门参与。）第二阶段是1997—2001年。政府积极地重组电力部门。这一阶段首先是通过分离监管与经营职能，然后使电力单位公司化并最终引入市场竞争以提高效率，节约能源。政府开始了分离发电与输电的工作，以及在上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江等6个省份引入竞争市场（仅限发电部分）的试点工作。第三阶段从2002年开始，电力部门进行了大重组，撤销了国家电力公司。除了总发电能力的20％由电网公司保留，作为调峰工具，其它发电能力重新分配给5个发电公司以保证每个发电公司的市场份额不会超过每个省发电能力的20％。重组中还成立了国家电力监管委员会。
竞争的电力市场能为电力投资提供市场信号。政府改革的中期目标是在发电方引入竞争机制来提高经济效率。将市场竞争仅限于发电方不能真正引导电力投资。当燃料价格上涨时，电力部门将继续面临不确定性，它们不知是否能够对最终用户的电价做充分的调整。在中国形成竞争的电力市场将是一项长期而艰巨的任务，这主要基于三个原因：（1）需要改革电价制定与监管机制以支持电力市场的发展；（2）需要制定法律法规以确保市场良性运行；（3）为保证社会稳定，电力市场改革将是渐进的，因为电力有很强的政治敏感性。很难预测电力部门的重组将对电力供给产生什么样的影响。
由于电力短缺，建立竞争的电力市场的进程事实上可能延缓，尽管电监会坚持继续推进区域电力市场建设计划。在上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江等6个省份引入竞争市场（仅限发电方）的试点工作有的已停止。最近国家发改委要求调整电价的124号文件就对两个主要的电力市场改革（发电竞争与直接向电力消费大户供电的改革）可能有负面影响。发电竞争的改革从2000年开始试点，2003年中国电力企业联合会完成了“直接供电”试点的准备工作。（注：三家试点电厂被选定，2003年12月计划报与电监会。）根据124号文件，所有新增发电能力必须执行平均上网电价，取消电力消费大户的优惠电价。自1998年后，许多省的电力消费大户都从电价中获得优惠，现在这种优惠即将终止。此外，从2004年1月1日起，这些消费大户的电价平均又增长了0.8分/千瓦时。（注：不包括农业用电和居民用电。）
2.电价
电力市场的关键要素是电价。如果外部性成本充分包含在电价中，竞争的价格机制是优化电力投资最有效的手段。中国的现实是，在较长时期政府还将继续控制电价。电价在中国一直是根据历史水平以及需要的新增费用（燃料、建设、运营与维修成本以及规定利润的平均值）而行政性地决定。电价由各省分别提出，报国家发改委审批。电价调整和制定是一个特别复杂而又敏感的问题，各级政府的许多职能机构以及各方的利益主体都参与协商过程。需要较长时间的评估与协商。（注：电费方案由省电力公司与省政府（主要是省物价局）联合起草，并报上级（主要是国家发改委）审批。）恰当的交叉补贴可以扩大用电范围和支付能力。当前，农村消费者支付与城镇消费者相同的电价，就是一种隐性补贴，因为农村地区的输配电成本比较高。但如果交叉补贴的目标仅是保持一个经济部门的低电价，这不仅扭曲电力市场，而且扭曲其他经济部门。
电价改革势在必行，以推动电力市场的发展，为电力部门投资提供正确的信号。在供给方面，目前电价上涨的主要原因是为新增发电能力融资，维持现有的和计划的融资。除非电力部门（或私人投资者）被允许获得合理的回报率并预期能够持续获得合理的回报，他们才能够或愿意进行投资。这样，他们就有必要能够按规定的或可预测的标准调整电价。在需求方面，电价应该向消费者提供有关消费水平与方式的正确信号，从而促进节约能源。电价需要反映电力供给成本变动的长期效应，从而影响能源投资的决策。电价制定方法应有明确规定，对投资者与消费者透明。与电力市场的发展类似，由于中国电价改革的复杂性与敏感性，它亦将是一个渐进的、长期的过程。
3.克服电力过剩及短缺的长期战略
如前所述，2010年装机容量可能达到近8亿千瓦，数字惊人。更重要的问题是，这并不是全国性统筹规划的结果。需求方的电力需求，供给方的产煤能力、运煤能力、设备生产能力、输配电能力、可融资金，以及环境影响，都可能得不到充分的全盘的考虑。这需要明确地由一个全国性的机构来统筹，进行资源优化配置。此外，供电成本上涨，电价上调是否及时，电力可融资金是否充足，都是电力可持续发展需要考虑的。
电力投资将继续由政府控制，包括计划与审批。在需求快速变化的高增长的经济中，电力需求的短期波动很难预测。尽管GDP以8％—8.5％增长，需求的增长可以如1998年低至2.8％，也可以如2003年高至15.4％，取决于电力密集型行业的需求波动。历史上，电力需求高增长后会发生低增长。电力密集型行业的需求增长迅速但下降也迅速。由于在中国电力是资本密集型的并且88％用于生产，大量的过剩与短缺会给经济带来巨大的成本。少量的电力短缺可以控制，少量电力过剩的成本对于支持稳定的增长也是可以接受的。短期波动可能造成对短缺或过剩的过度反应，将经济置于更大的短缺或过剩。政府批准电力投资的思路需要改变，应该根据影响电力需求的各因素之间的长期关系来决策。长期战略不能消除过剩或短缺，却能够减少大量过剩或短缺的可能性，从而尽可能降低电力过剩和短缺的成本。
为预防未来的电力短缺，需要设立早期预警系统。少数电力密集型行业消费46％的电力的结构为早期预警系统提供了可能。中国电力消费的增长受少数用电大户的影响很大，这可以对电力短缺的早期预警提供良好的信息。例如，2003年1—8月电解铝产量346万吨，其用电量占总用电量的5％。（注：本估计的根据是，10万吨电解铝耗电12亿千瓦时。）推动全国的电力消费增长1％以上。另外，电解铝在建47个项目，建设规模约500万吨。（注：2002年底电解铝的生产能力达到546万吨，产量435万吨。）产业结构、部门投资、用电大户的价格变动等信息都可以有效地在电力短缺即将到来时提供预警。如果早期预警系统能够提前1到2年提供预警，有关当局就可以有充分的时间解决短缺问题或尽可能减少短缺的影响。
短缺的成本远大于过剩的成本。7％的电力短缺可能使2004年的GDP减少3054亿元，损失大大高于解决7％短缺所需的2241亿元投资。3054亿元电力短缺的成本还不包括对社会稳定性和投资环境的不良影响，而2241亿元的电力投资却可以使用30年。“电力先行”的增长战略要求保持一定的过剩能力以满足电力需求的意外增长，这是中国保证快速稳定的经济增长所必需的。“电力先行”的增长战略假设输配电是有效的（包括联网），并保持2％—3％的过剩发电能力以满足电力需求的意外增长。这考虑到早期预警系统能提前1到2年提供预警以及电厂建设最少需要3年完成这两方面因素。
4.需求预测与系统规划
长期战略需要系统规划来落实。电力需求的精确预测是电力系统规划成功的前提条件。根据需求函数的定义，一般而言，电力需求的决定因素主要包括GDP、价格与人口。林伯强（2003a）通过分析中国具体的社会经济条件，在电力需求预测中引入结构变化与效率改进两个变量。中国的长期电力需求函数表示为
Q=f（GDP，P，POP，SC，EF）（2）
其中，Q是电力需求，P是价格，POP是人口，SC是结构变化，EF是效率。方程（2）采用两种日益流行的计量方法进行估计，即单位根检验与协整模型。采用这些方法估计电力需求的原因在于：其一，早期对电力需求的计量研究受到伪回归的制约；其二，由于电力需求方程中的经济变量，如GDP与电价，可能是内生的，因而单方程电力需求估计可能产生偏误，从而导致不可靠的预测。两种问题都可以运用协整模型解决。特别地，协整方法可以鉴别变量间是否存在长期均衡关系。基于以上讨论，长期电力需求函数（方程（2））的估计结果如下（LQ、LGOP、LP、LPOP、LSC、LEF分别是对应变量的自然对数）：
1952—2001年：LQ=0.86LGDP-0.04LP+0.34LPOP-0.47LSC-0.19LEF（3）
1978—2001年：LQ=0.78LGDP-0.02LP+0.57LPOP-0.53LSC-0.33LEF（4）
实证结果说明方程（2）中的变量间存在稳定的长期关系。与预想一致，经济改革以后变量间的关系更为稳定与显着，此时所有因素对市场力量的反应都变强。1978年经济改革后，电力需求的GDP弹性的估计值约为0.78（方程（4）），低于改革前的估计值0.86（方程（3））。结果显示，尽管GDP是电力需求最重要的因素，但电力需求仍受工业结构变化与电力效率提高的影响。这意味着在快速增长的经济中，电力需求不一定与GDP按比例增长。这也说明在GDP增长率约8％的情况下，电力消费的增长率可以在1998年为2.8％，而在2003年为15.4％。
中国电力生产高度依赖煤炭，预计还会继续依赖。因为（1）中国需要维持低的电价，（2）国内煤炭供给丰富。核电目前仅占总装机容量的1％，其发展不太可能实现2010年达4％的政府目标。尽管几座大型的水电站和一小部分内燃机电厂正在兴建，水电厂的比例仍约为24％，而内燃机电厂的比例可以忽略不计。为估计所需资本量以及对环境的影响，假设2010年火电占73％，水电占25％，油、天然气及核能发电占2％。新增发电能力所需的资本可根据2010年的装机容量目标估计。（注：系统损失、能力因子及负荷特征基于主要电网的当前水平与历史趋势。）首先，按电厂类型估计电厂建设所需的资本。其次，估计输配电建设的成本（假设输配电的成本占40％，电厂建设的成本占60％）。根据这些假设，利用电力需求与影响电力需求的变量之间的长期关系，按“电力先行”的增长战略（2％的过剩能力），2004—2010年新增发电能力的估计值为2.5亿千瓦，其中1.65亿千瓦来自火电厂。这些估计还考虑了2003年与2004年的电力短缺以及DSM措施，并假设GDP以8％增长，电力密集型行业的增长率逐渐下降，电价与人口小幅增长。
根据方程（3）与（4），为满足预期的需求增长，2004—2010年，新增总装机容量估计为2.5亿千瓦，所需的投资估计为18966亿元（按2003年计价）。（注：电厂建设成本利用中国当前的建设成本估计。本研究采用火电的成本率为4300元/千瓦，水电的成本率为6000元/千瓦其他为8000元/千瓦。输配电成本及其他成本利用国家电力公司提供的即时数据估计。）由于增加发电能力解决短缺的政治压力较大，电力项目的审批可能失控，从而不能谨慎地按数量、质量及分布评估。再加上国有企业“以大为先”的经营特性、地方政府的财政动机、GDP由于电力短缺而放缓增长、政府平衡行业投资等因素，2006年或2007年就可能出现电力的大量过剩。由于火电占主导地位，对电力短缺的迅速反应可能造成不必要的环境成本。全国电力系统规划应该基于长期关系以及“电力先行”的增长战略，并迫切需要考虑系统效率、电力部门的重组、所需投资、环境保护、清洁能源开发以及其他相关问题。
由于中国地域的广阔，有效的全国电力系统规划对提高电力行业效率有重要意义。中国大量电力资源远离主要负荷地区。煤矿位于北部及西南部，水电资源位于西部，而主要负荷地区在东部沿海地区。尽管能源丰富，如水电、天然气、煤炭，西部地区却是中国最贫穷的地区。由于西部省份经济发展落后（从而当地市场有限），资本匮乏，基础设施薄弱，因此这些地区的资源开发还很有限。西部省份的经济发展需要道路、管线及输电网络等设施支持，以使资源运往东部的市场。然而，由于电网投资不足以及联网障碍，中国的电网建设跟不上发电能力增长的步伐。电网建设需要提高，以加强电力在各省各地区间的可流动性，从而优化现有的发电能力。电力短缺为提高发电能力提供了良好的机会，然而电网建设没有引起足够的注意。相对于大量新增的发电能力，电网可能成为“瓶颈”。
5.环境影响
大量新增发电能力的环境影响应该在电力系统规划中体现。中国电力需求的高速增长以及电力生产对煤炭的高度依赖使环境影响成为一个重大的问题。中国有着严重的环境问题，主要是与经济高速增长和使用煤炭相关的空气污染与水污染。污染造成的经济损失估计约为GDP的3.5％—8.3％。（注：根据国家环境保护管理局环境与经济政策研究中心的一份研究，20世纪90年代初期的污染每年导致990亿元的经济损失，其中空气污染占59％，水污染占36％，固体废弃物污染占5％。）发电对环境的影响是环境问题的主要根源之一。（注：目前，中国至少75％的电力生产使用化石燃料，45％的空气污染来自发电。）在规划的2004—2010年2.5亿千瓦的新增发电能力中，1.65亿千瓦预计来自火电厂。新建火电厂的排污量可以利用中国电力行业的运营数据及当前中国政府制定的环境标准来估计。（注：化石燃料的热值、含硫量与含灰量来自电力行业运营数据的平均值；电厂的热效率来自近年来新建的热电厂。）中国的环境法要求，新建或扩建的二氧化硫（SO[，2]）排放超标的火电厂应该安装除硫除灰的设备或采取其它措施达标。（注：《中华人民共和国环境法》第30条，2002年3月。）事实上，虽然大多数新建电厂采用了电子除尘设备和选择性催化流程，但是只有约20％的新建电厂安装了烟气脱硫设备。安装这类设备的电厂大多位于经济较发达的地区，以及S[，2]污染严重的一些地区。如果假定这一时期安装脱硫设备的新建热电厂只占50％，主要的环境污染物，包括SO[，2]、氮氧化物（NO[，x]）、TSP以及二氧化碳（CO[，2]），可利用中国电力行业的运营数据估计，那么估计的结果是，2004—2010年，为满足预期的电力需求，新增的发电机组将排放230万吨SO[，2]、250万吨NO[，x]、30万吨TSP和6.157亿吨CO[，2]。电力部门的SO[，2]排放量占总排放量的比例将因此进一步提高（2001年约占50％），到2010年，电力部门将成为占首要地位的空气污染源（约占SO[，2]总排放量的65％—70％）。
由于以上原因，政府应该将降低发电用煤的增长与减少环境污染作为一个重要的发展目标。自去年7月1日，政府开始对SO[，2]排放收费。（注：此收费2003年为0.21元每公斤SO[，2]，计划2004年为0.42元每公斤，2005年为0.63元每公斤。）为此，政府应该加速：（1）引入清洁煤技术，提高燃煤效率；（2）在可能的地区，以天然气、水力和可再生能源替代煤炭；（3）加强需求方管理以降低电力消费的增长率。这些需要从环境的角度仔细做出评估。
6.投资需求与融资问题
近年来，电力项目在国内筹资似乎不难。电力部门的投资被国内金融机构视作优良资产（属于银行资产中少有的优质部分），这大致有三个原因：（1）相对于其他行业，电力行业的投资回报较高，虽然有所下降但仍维持在较可观的水平。因为一部分资产（1985年前的电厂）由政府出资而不需还本付息；（2）电价已有长足的调整，至1999年每年实际增长5％；（3）1997—2002年间电力设备的价格下跌了近40％，（注：电力设备价格的大幅下跌主要是由于国内制造业能力的增强、通货紧缩的大环境以及投标的竞争。）因而建设成本低廉；（4）目前的电力短缺提高了发电小时。
这些因素都将改变。2002—2005年的大规模扩张使不必偿还的资本的比例变得很小，而且2006—2007年可能出现电力过剩。在未来的几年内，电力部门的赢利能力预计将大幅下降。电力建设成本的进一步下降是有限的，而上升的可能性却很大。电力设备价格已经在上涨。电价是一个复杂的问题需要仔细考虑。直到20世纪80年代中期，中国的电价一直很低。1985年以后，政府开始上调电价以反映升高的电力成本。最终用户的平均电价1999年是1989年的3倍，平均每年实际增长5％。1999—2003年，上调基本停止了，除了为弥补农村电气化及输电网改进的部分投资。为保证产业的竞争力，国家实行低能源价格的发展战略，平均电价接近经济上的供给成本。根据6省份长期边际成本的计算，2002年最终用户的平均电价是经济供给成本的90％—95％。未来电价上调空间不大，除非如2004年1月那样，燃料成本上涨使电价增加0.8分/千瓦时。但这种增加不会提高电力部门的赢利能力。
电力投资的特性（资本密集型）使政府成为主导的投资者。电力行业是中国首先利用外资的行业之一。1986—1997年，中国经历了严重的电力短缺，迫切需要电力投资。为吸引私人及外国投资者参与，政府保证一定的电厂投资回报。据估计，在此期间电力部门总投资中外资的比例上升至10％。然而，当电力供给与需求在1997年达到平衡时，政府不再保证回报率，这对吸引外资有些负面作用。与一些签约的外国投资者进行购电协议（PPAs）的重新谈判给电力投资带来了不确定性，严重影响了外国投资者的信心。据估计，2003年电力部门的国有企业股份可能占到95％以上。
电力部门国有企业的高度集中给私人与外国投资带来了不确定性：其一，如果电力过剩，国企间现有电力采购协议的重新谈判就变得非常简单，因为国企的所有权归当地政府。其二，国企“以大为先”的经营特性很可能造成电力的大量过剩。到目前为止，“建设、经营、转让”与“建设、经营、所有”（BOT/BOO）框架在中国的电力建设中仍扮演很小的角色。目前政府需要积极有效地鼓励私人与外商投资，重要的不在于引入先进的技术，而在于营造一个良好的商业与竞争环境。
长期来看，地方政府与中央政府提供的资源不足以为大规模电力投资融资。电力投资的大规模增长、燃料价格的不断上涨、电价有限的提高，可能使电力部门的回报率在2006年开始大幅下降，电力投资在国内金融机构的地位将发生变化，通过国内债券市场及电力企业上市的国内融资也会受到影响。保证电力持续发展，需要私人与外商的参与。
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