我國在第九個五年計劃中，電力工業在（在制改革和發展中都取得了巨大成績，全國從中央到地方都實現了政企分開，成立了電力公司和電力行業協會，凈增裝機容量1.02億千瓦，凈增發電量3616億千瓦時，總容量達到3.19億千瓦，總發電量達到13685億千瓦時，扭轉了20多年的缺電局面，使中國電力工業躍居世界第二位。最近各省、市、自治區電力公司總結了“九五”電力工業進展情況，對我國當前電力工業存在的問題進行了分析，歸納起來有十個問題。

一、政企分開后，政府管電職能有所削弱。

　　我國電力工業自1998年起在中央層面實現政企分開，從2000年開始省及省以下實現了政企分開。電力行政職能有國家經貿委和省及省以下經委（計經委）負責，中央及大多數省成立了電力企協，國家電力公司和省、市、自治區成立了電力公司（電力集團公司），另外還有為數眾多的發電公司。由于國家經貿委和省、地、市縣經委（計經委）管電機構的人數很少，又沒有成立相應的電力管制委員會，許多管電職能是委托電力公司和行業協會代為辦理，因此政府管電職能有所削弱。在政企分開過程中，電力工業內部非商業化社會目標（如醫院、住房、食堂、公園等），和電力工業外部非商業化社會目標（如低價支持貧困地區、農業用電、支農產品用電、救災用電等），應當隨著政企分開改由政府負擔，只有在這種條件下，才能使電力企業實現公司化改組，商業運營，法制化管理的條件。電力工業要真正走向政企分開還有許多事情要做。

　 二、電源結構調整，尚未取得共論。

“十五”計劃綱要提出，“進一步調整電源結構，充分利用現有發電能力，積極發展水電，坑口大機組火電，壓縮小火電，適度發展核電，鼓勵熱電聯產和綜合利用發電。”實踐業已證明，只有適時發展大型電站，始終保持電力供求平衡，才能遏制小火電的發展，但近年來大型水火電站前期工作滯后，開工規模不是，已經嚴重制約大型水火電站的及時投產，自1997年電力供求緩和之后，大中型電站在建規模和投產容量之比逐年下降，1997年至2000年分別為5.14、 4.86、 4.32、和 3.86，“九五”結轉到“十五”的在建規模偏小，目前供電緊張的廣東、浙江、河北南網缺電數量將增加，京津唐、上海、江蘇、山東、廣西、寧夏等省區將在2002-2003年開始缺電。

電源結構中的另一個突出問題是調峰能力不足，特別是南方水電比重大的省區，西南各省和廣西，徑流式水電站比重大，調節性能差，豐枯水出力懸殊，火電調峰能力不足，枯水期缺電，豐水期棄水的問題比較突出。解決調峰能力不足，究竟是抑止高峰負荷增長？還是提高現有發電設備調峰能力？電源結構中的第三個問題是小火電、小水電無序發展。國家早就提出要關停小火電（包括小煤電和小油電），除國電公司系統嚴格執行外，地方小火電關停不落實，有的省新建小火電的勢頭沒有遇制，有的借修建熱電廠為名，發展凝汽式小煤電，企業自備小火電廠也出現無序發展。另外，并網小水電發展迅速，小水電大部分是經流式，汛期與網內大電廠搶發電，枯水期出力不足，要求大電網供電，加劇了電網豐枯期電力供應的矛盾，在水電比重大的省區水電多，火電少，本來已經有許多電能無法消納，繼續發展徑流式小水電，使得豐水愈豐，枯水愈枯，實質是一種重復建設。

三、國電公司系統債務沉重，資金籌措困難。

我國改革開放長期維持較低的電價，一是靠降低國電公司系統的利潤率，二是靠提高負債率來維持的。特別是“九五”期間大規模的城鄉電網改造，產生了良好的社會效益（被稱為德政工程，民心工程），并為中國電力工業長遠發展打下良好基礎，但也大大加重了國電公司系統的財務負擔。由于城鄉電網改造投資80%是銀行貸款，工程完工后形成大量固定資產，折舊、利息計入成本后，財務費用大大增加，還貸任務很重，但還本付息電價遲遲未能出臺，正面臨巨額虧損。據國家電力公司估計，到2000年，資產負債率已達到61.42%，凈資產利潤率僅1.78%，總資產利潤率0.6%。從這些指標來看，“九五”末國電公司系統財務指標已達到臨界點，“十五”計劃所需的資本金已經難已籌措，如果繼續維持20%資本金的標準，“十五”末期資產負績率還會上升，將嚴重影響電力工業的發展。

四、科學合理的電價機制尚未形成，電價結構極不合理。

1996年施行的《電力法》規定，“制定電價，應當合理補償成本，合理確定收益，依法計入稅金，堅持公平負擔，促進電力建設。”“十五”計劃綱要明確要“健全合理的電價形成機制。”我國自改革開放以來，為解決長期嚴重缺電，在電價上實行新電新價，老電老價，對新建電廠給予價外征收電力建設資金和還本付息定價。是新建電廠按還本付息定價的企業獲得超額利潤，而輸電、配電、售電領域缺乏政策支持，甚至虧損經營，到目前為止這種情況沒有根本改變。當前問題是：

　　--上網電價體系混亂。有的地方仍維持一廠一價，甚至一機一價，上網電價定價原則改為按經營期還本付息定價后，新增電量供電成本只考慮0.03元，造成電網企業無力還本付息和籌措建設資金，輸電、配電、售電企業不能合理補償成本，不能獲得合理利潤。

　　--終端用戶電價不合理。沒有按用電性質分類，電價嚴重扭曲，居民生活電價偏低，工業用電電價偏高；基本電價偏低，電度電價偏高。由于電價不合理，造成電力資源的嚴重浪費，并使高峰負荷，峰谷差異超常拉大，負荷率和負荷利用小時數下降。

　　--優惠電價種類繁多。對部分用戶的優惠等于對其他用戶的剝奪，現在優惠電價種類繁多，甚至實行一廠一價；居民生活用電電價已經很低，還要在低電價用戶實行多用電降價優惠；特別是西北地區對高揚程徑流電價降低到3-4分錢/千瓦時，如甘肅省高揚程徑流優惠電量達到30億千瓦時，占全部售電量的10%以上。

　　--取消各種電價后沒有相應的補償措施的。改革開放后，電價改革采取漸進式改革措施，為了維持較低的電價水平，采取了價外加價的措施，后來造成加價種類繁多，自1998年開始取消各種亂加價亂收費是必要的，但是有些加價屬于電價的補充，是必不可少的，應當在取消加價的同時，適應提高電價。如近年采取降低供電工程貼費，并且決定在城農網改造完成后，取消供電工程貼費，為保證電網建設資金的來源，應適當提高終端電價。

　　--難以推廣電力需求側管理。1995年5月國家計委，國家經貿委和電力工業部要決定全國推行峰谷分時電價，要求在3-4年內轉移高峰負荷10%-15%，約1000-1200萬千瓦（見1995年中國電力年鑒）。由于廠網分開后，上網電價未實行峰谷分時電價，配電企業按平均電價購電，推行峰谷分時電價時，低谷電賣得越多，收入減少越多，減收無法補償，嚴重制約峰谷分時電價的推廣應用。同時也影響蓄冰空調和可停電電價的使用，推廣電力需求側管理缺乏動力。

　　--電熱欠費居高不下。為保證電熱費的回收，1992年曾規定用戶要繳納電費保證金，但當時的規定僅對三資企業和私營企業實施。實際上欠費主要是國有企業和機關事業單位，電費保證金不能起到應有的作用而被取消。目前電熱用戶欠費仍相當嚴重，影響電力企業正常生產。

五、電網建設有所改善，困難仍然不少。

近年來在電力結構調整中，注意了加強電網建設，各地區、各省、區、市網架建設有所改善，但由于電網企業利潤率低，資本金籌措十分困難，電網建設還本付息政策未出臺，尚不具備還本付息能力，電網發展滯后于電源發展的問題還沒有從本本上解決。輸電線路走廊和變電站址未納入城市規劃，線路走廊和變電站址選擇越來越困難，政策處理時間長，要求高，難度大，有的項目一拖好幾年，延誤了建設工期，影響了用戶供電。電力工業作為公用事業，線路走廊和變電站用地應當明確由政府征用土地，任何單位和個人不得非法占用和阻撓。

六、城網、農網改造成績很大，尚需繼續努力。

國家1998年開始用三年時間，投資3000多億元，進行城網和農網改造，已經取得了很大成績，這部分工程預計到2001年年底可全面完成。但從各省的總結來看，城網建設與改造僅限于公用配電網，大中企業內部的配電設施和企業轉供電部分尚未全面改造；農網建設與改造的公共配電網各省、區、市完成的程度不同，約完成40%-60%，最近國家計委和國家電力公司已決定再投資1000億進行農網建設與改造的第二期工程；另外還有三個部分需要考慮：

一是縣級市、縣城及城鄉結合部電網的建設與改造；

二是國營農場、林場和草場電網的建設與改造；

三是全國還有2600萬無電人口用電問題的供電。

關于2600萬無電人口用電問題，靠公用電網延伸供電投資和成本太高，是不適宜的，1996年由國家計委牽頭制定的中國“光明工程”計劃，曾明確到2010年利用風力發電和光伏發電技術解決2300萬邊遠地區人口的用電問題，（見1999白皮書，《中國新能源與可再生能源》）。看來用小風電，小光電、微水電等分散電源解決無電人口是比較合理的，但當時還沒有出臺城網、農網建設與改造計劃，現在估計2003年至2004年可以全面完成城網和農網建設與改造，無電人口的用電問題最好能提前到“十五“計劃期內解決。

七、理順農電管理體制，未能完全實現。

1999年1月國務院批轉國家經貿委關于加快農村電力體制改革加強農村電力管理意見的通知（見1999年1月23日中國電力報），要求全國統一由省（區、市）電力公司直管或代管，原則上一縣一公司并實現縣（市）鄉（鎮）電力一體化管理。截止到2001年7月統計由省（區、市）電力公司直管或代管的縣供電企業已有1852個，大約尚有600個左右的自供自管縣尚未按照直供直管縣，躉售縣的改革原則進行改革。

自1998年開始實施的農村“兩改一同價”，目的是為了加快農村電網建設與改造，解決農電的政企不分問題，同時實現農村電網的統一規劃問題。應當說在解放初期，我國電力工業尚不發達，農村大部分地區無電，在當時條件下發展小水電，小火電建設小電網為農村供電有著積極意義；但當全國農村普遍實現通電以后，繼續保留小電源，會阻礙地方經濟發展和人民生活水平的提高，在這次農網建設與改造中，大小電網爭供電區的矛盾日益突出，用戶不能自由選擇供電企業，重復投資，重復建設問題嚴重。

八、電力工業稅費改革取得成效，但稅負偏重。

改革開放以后，為了加快發展電力工業，采取繞開價格，用價外加價來籌集電力建設資金和彌補電價內未能解決的費用，出現了名目繁多的加價和收費，自1998年起國家采取果斷措施取消亂加價、亂收費，取得了明顯的效果，到目前為止只剩下供電工程貼費和三峽建設基金等少數經國務院批準的項目。當前主要問題是稅賦偏重，稅負不公和所得稅不合理。

--電力工業稅賦偏重，一是增值稅明顯高于其他產業，由于我國實行的是“生產型”增值稅，投資性支出不作為進項稅抵扣，電力工業是資金最密集的產業，致使電力企業納稅水平高出工業平均稅率40%多；二是進項稅抵扣率低，如煤炭為13%，運輸業僅7%，還有鐵道部門收取的20多項運雜費未抵扣；三是超額納稅，現行的“權責發生制”納稅方式，用戶欠繳的電費也要納稅。

　　--水電、風電與火電之間稅負不公。一是水電、風電增值稅實征率大大高于火電。由于火電燃用的燃料可抵扣，水電、風電不用燃料，進項稅抵扣少，水電、風電要比火電多繳40%-70%的增值稅；二是水電隱性稅賦重，水電大都蒹有防洪、給水、旅游、水產養殖等功能，本應由社會承擔的成本，卻要有水電承擔，給水電增加了隱性稅負。

　　--電力工業所得稅制不合理。國有企業按行政隸屬關系納稅，強化了地方政府的區域封鎖意識，使電力企業改制、重組和打破地方壁壘形成阻力。

九、電力環保取得進展，仍面臨嚴峻形勢。

在發展電力的同時，電力部門非常重視提高能效和治理污染。電力部門已經開展了雙邊和多邊國際合作，以加強電力工業的環境保護。在火電廠煙塵排放上，普遍采用電除塵裝置，使煙塵排放得到有效控制；在大容量機組上采用低NOx燃燒器，使NOx排放水平有明顯的降低；工業廢水已全部達標排放，并提高了工業廢水回用率；脫硫技術也已起步，此外潔凈發電示范工程有四川白馬電廠30萬千瓦循環流化床，江蘇賈汪電廠增壓流化床和山東煙臺整體煤氣化聯合循環發電等都已開始建設。當前最大的問題是SO2的控制問題，近年來國家環保總局提出要從零點起征SO2排污費，但目前電價中不包括SO2排污費或安裝脫硫裝置的費用，真正實施從零點起征將使電力企業陷入困境。

　　我國一次能源消費以煤為主的情況在相當長的時間內難以改變，電力工業是用煤大戶，電煤消費的煤炭占煤炭產量的比重已由1980年的15%，提高到2000年的61%，將來還會有更多的煤炭要轉變成電力來使用，電力工業要盡可能地減少污染物的排放，實現經濟、社會與環境協調發展，電力企業要使自己成為可持續發展的佼佼者，還任重而道遠。

十、多種經營蓬勃發展，卻存在巨大困難。

1999年電力企業多種經營企業法人達9482個，總資產1600億元，銷售收入1000億元，獲利潤60億元，資金利潤率為3.75%（比國電公司企業好），職工總數78.31萬人，吸納主業職工29.4萬人。多經企業為主業減人增效起到了重要作用；到目前為止，主業職工仍然偏大，大力發展多經，可以繼續為主業吸納富余人員起到重要作用。但不少多經企業缺乏統籌規劃，集團化、品牌化方面滯后，管理機制和經營機制不能適應發展要求，職工缺乏壓力，經營者缺乏動力，企業缺乏活力，必須進一步加大改革力度。