오늘날 중국 전력회사의 상황은 어떤가요? 앞으로 에너지 기업의 발전은 어떻게 될까요?

중국 전력산업 발전현황 분석

머리말

1998년은 우리나라 전력발전과정에서 중요한 역사적 의미를 갖는 해이다. 산업. 올해 전력산업은 마침내 과거 계획경제 모델의 제약을 메커니즘에서 벗어나 정부부처에서 독립경제주체인 국가전력회사로 전환했다. 국영전력주식회사는 재탄생 이후에도 여전히 우리나라 전력산업의 거대기업으로 국내 전체 설비용량의 60%, 국내 전체 전력판매량의 77%를 차지하고 있습니다(1997년 공사의 설비용량은 153GW, 전력판매량은 766.9TWh, 전력구매량은 466.2TWh로 나타났다. 좋건 싫건 전력공사는 진정으로 시장을 직시하고 향후 발전전략을 시장의 관점에서 재검토해야 한다. 또한 전력의 위대한 발전을 위해서는 전력이 먼저 개발되어야 한다는 대부분의 전문가들의 주장 하에 올해 처음으로 수십년 만에 볼 수 없었던 전력과잉 사태가 발생하였다. 실제로 우리나라의 1인당 전력소비량은 너무 낮고, 1인당 설치용량(0.2KW)은 세계 평균의 5분의 1에도 못 미치며, 이는 우리나라의 현재 경제발전 수준과 극히 불균형적입니다. (표 1 참조).

지난 20년 동안 우리 나라의 전력탄력성계수는 1보다 작은(평균 0.88) 반면, 세계의 주요 급속개발도상국들은 1보다 훨씬 크고 평균 1.22이며, 선진국도 1.15이다. 이러한 상대적으로 느린 전력 발전으로 인해 현재의 전력 공급 과잉이 발생하고 있는데, 이는 아이러니한 모순을 안고 있으며, 이러한 모순의 초점은 최근 전력 가격 문제에도 반영되어 있습니다. 현재의 전기가격 상황과 전력수요의 부진은 원인이 아닌 모순이 축적된 결과이다. 따라서 본 글은 경제학의 입장에서, 동시에 파워유저, 즉 소비자의 입장에서 경제분석의 관점을 활용하여 우리나라 전력산업의 발전과정을 살펴보고 보여주고자 한다. 동시에 개발 과정에서 발생하는 몇 가지 문제를 공개합니다.

정부 의사결정 부서가 갖고 있는 전력 산업에 대한 몇 가지 아이디어도 살펴볼 가치가 있습니다. 수년 동안 전력 수요와 가격 간의 관계는 시장 경제 법칙에 따라 올바르게 처리되지 않았습니다. 전력은 경제 생활에 꼭 필요한 것으로 간주되며 전력 수요는 경제 발전과 관련이 거의 없습니다. 그 가격. 경제학의 언어로 이러한 이해는 전기의 가격 탄력성이 매우 작다는 것을 의미하며, 일반인의 관점에서 보면 모든 계층이 어쨌든 너무 많은 전기를 사용하므로 더 많은 돈을 지출해도 문제가 되지 않는다는 것을 의미합니다. 이상의 이해를 바탕으로 다양한 전력가격 기금, 자금조달 정책, 다양한 지역별 추가요금 인상 행태를 추론하였다. 최근 몇 년간 전력수요의 변화를 시장 관점과 가격 관점에서 살펴보면 좀 더 깊은 이유를 발견할 수 있을 것이다. 이 글에서는 위의 개념이 계획경제 시대(제품 수요가 시장에 좌우되지 않음)에서는 옳다고 할 수 있지만, 시장 경제 환경(수요는 시장에서 나온다)에서는 여전히 다음과 같은 기준에 따라 결정을 내린다면 옳다고 말할 수 있다고 생각합니다. 위의 이해를 바탕으로 우리 전력산업은 조만간 시장경제의 보이지 않는 손으로 절단되고 절단될 것입니다. 이는 전력산업의 건전한 발전을 위해서는 시장경제라는 의사결정 개념이 매우 중요함을 알 수 있다.

1.1 역사적 검토 우리나라의 전력산업은 건설 49년 동안 급속한 발전을 이루었으며 국민경제 발전에 큰 공헌을 해왔습니다. 연간 발전량은 1949년 43억 1천만KWh에서 1997년 1조 1,342억KWh로 263배 증가해 연평균 성장률 12.3%를 기록했다. 이에 따라 설비용량은 1949년 185만KW에서 1997년 2억5424만KW로 137.4배 증가해 연평균 증가율 10.8%를 기록했다. 전력산업의 상세한 발전 이력은 부록 표 1, 2와 그림 1, 2에 나타나 있다. 전력산업은 몇 가지 대표적인 발전시기를 경험해 왔다. 첫째는 1951년부터 1960년까지의 급속한 발전기이다. 이 기간 동안 설비용량의 연평균 증가율은 20.3%, 발전량의 연평균 증가율은 28.8%, 1960년 동안 GDP의 연평균 증가율은 20.3%였다. 같은 기간은 8.5%였다. 즉, 이 기간 동안의 전력산업의 발전은 국민경제의 발전보다 훨씬 빨랐으며, 이에 상응하는 발전탄력계수는 3.4, 설비용량탄력계수는 2.4로 나타났다. 또 다른 급속한 발전의 시기는 1970년부터 1979년까지이다. 이 10년 동안 설비용량의 연평균 증가율은 12%, 발전량의 연평균 증가율은 11.5%, 같은 기간 GDP의 연평균 증가율은 1970년이었다. 기간은 10.6%였다. 이에 해당하는 발전탄력성계수는 1.08, 설비용량탄력성계수는 1.13으로 전력산업이 국민경제보다 소폭 빠르게 성장하고 있음을 의미한다. 1980년대 이후 전력산업은 상대적으로 안정적으로 발전했지만, 지난 17년 동안 발전량의 연평균 증가율은 8.5%였으며, 설비용량의 연평균 증가율도 20% 수준이었다. 8.5%. 그러나 같은 기간 국민경제는 전력산업에 비해 훨씬 빠른 속도로 발전했다. 이 기간 동안 GDP의 연평균 성장률은 10.5%였으며, 그에 따른 발전량 및 설비용량의 탄력성계수는 0.81이었다. 특히 1990년 이후 발전탄력성계수는 1991년 0.98에서 1997년 0.58로 감소하고 있다. 1998년 발전탄력성은 0.28 부근으로 개혁개방 이후 가장 낮은 수준에 이를 것으로 추산된다. 이러한 추세를 제때에 막지 못하면 국민경제의 건전한 발전이 다시 한 번 위태로워질 것입니다.

1.2 발전링크 구성

물과 화력의 비중

지금에 비하면 우리나라 전력산업은 거의 초기에 처음부터 시작됐다. 해방.

1950년대와 1970년대 두 번의 급속한 발전을 거쳐 우리나라의 전력산업은 본격적인 모습을 갖추기 시작했습니다. 1978년까지 총 발전량은 2,566억KWh에 달했고, 설비용량은 5,712만KW에 달해 1997년에 비해 각각 23%, 22%에 달해 개혁개방 이후 급속한 경제발전의 좋은 기반을 마련했다. 1978년 이후 20년 동안 총 전력 생산량에서 수력이 차지하는 비중은 약 17%로 거의 변하지 않았습니다. 그러나 수력발전 설비용량의 비중은 다소 변화하여 1978년 30%에서 1997년 23%로 점차 감소하였다. 이러한 현상은 개혁개방 이후 경제발전이 가속화되고 전력난이 심화되면서 전력투자가 단기적 이익에 치중하는 경향이 있어 수력발전을 더 많이 사용하고 건설을 덜 하는 경향이 있다는 사실을 반영한다. 우리나라의 현재 수력자원 개발은 14%에 그쳐 세계 평균 22%에 비해 여전히 큰 잠재력을 갖고 있기 때문에 수력발전 설비용량의 비중 감소는 정책적 요인에 크게 기인한다.

대량 출력

위 자료를 바탕으로 1978년 수력발전의 연평균 출력은 2581KWh/KW, 화력발전의 연평균 출력은 5321KWh/KW로 계산할 수 있다. 1997년까지 해당 출력은 3258KWh/KW와 4809KWh/KW였습니다. 전자는 당시의 전력 부족을 반영하여 화력 출력이 높았고, 후자는 전력 부족이 완화되었으며 수력 발전 장치의 활용률도 점차 증가하고 있음을 반영했습니다.

물과 화력의 비율이 기본적으로 변하지 않는 경우 전력 부족을 측정하는 효과적인 지표는 설치 용량 단위당 평균 연간 출력입니다. 시장 메커니즘의 영향으로 선진국의 단위 설치 용량 출력은 평균 4315KWh/KW로 상대적으로 안정적입니다. 이 수준의 장치 설치 용량은 공급을 초과하지 않고도 경제 변동에 대처할 수 있습니다. 급속하게 발전하는 국가의 평균 단위 설치 용량은 4385KWh/KW로, 이는 과부하 발전에 대한 마진이 더 작음을 반영합니다. 1980년대 이후 우리나라의 평균 설치전력량은 4624KWh/KW로 전력부족 현상이 심각함을 알 수 있다. 1997년 우리나라의 설비 생산량은 4461KWh/KW였습니다. 올해 전력수급이 기본적으로 균형을 이루었다면 그림 1에 따르면 1979년, 1981년, 1991년을 제외하고 다른 해에는 전력부족이 발생했다. 심각한 전력난은 1987년에 발생했는데, 당시에는 대당 설치 출력이 4,857KWh/KW에 달했다. 올해 우리나라는 최대 전력 부족이 약 30%에 달할 것으로 추산돼 업계 전체가 정전 사태를 겪었고, 이용자들은 "3번, 4번 모두 전력 공급을 중단해야 한다"고 한다. 약 4450KWh/KW의 설비용량은 기본적으로 우리나라의 현 상황에 적합한 수급균형 지표라고 할 수 있다. 발전 과부하에는 한계가 있으며, 첫째, 발전 비용이 증가하고 소형 장치의 대량 사용이 발생합니다. 둘째, 발전 장치를 24시간 최대 부하로 운전하는 것이 불가능합니다. 그 결과 전력 배급이나 전기 가격 상승으로 인해 전력 수요가 제한되는 동시에 발전 수익도 손실됩니다. 1990년대에는 시장경제에서 수요를 제한하는 것이 금기시되었다. 전기 가격을 인상하면 수요가 억제되어 단기적으로는 전력 부문에 이익이 될 수 있지만 장기적으로는 전력 부문에 해를 끼칠 수 있습니다.

원자력

중국은 1993년부터 원자력을 보유하고 있다. 1997년까지 원자력발전 설비용량은 210만KW(절강성 진산시 30만KW, 광동성 다야만 2×900,000KW)로 연간 발전량은 144억1천800만KWh로 전국 발전량의 약 1.27%를 차지했다. 총 발전량은 단위 설치 용량의 평균 연간 출력이 6866KWh/KW였습니다. 화력발전소 연평균 생산량의 43%를 넘는 수준이다. 현재 건설 중인 Qinshan 2단계는 2×600,000KW, Qinshan 3단계는 2×700,000KW, Guangdong Lingao는 210만KW, Jiangsu Lianyungang은 2×100만KW로 총 660만KW 규모로 추산됩니다. 2005년 이전에 건설된 전체 발전소 중 1990년대 이후에는 여전히 대형 발전소가 설비용량 증가의 주요 동력이다. 1990년에는 250,000KW 이상의 장치가 전체 설치 용량의 57%를 차지했으며, 1996년에는 이 비율이 60%를 초과했습니다. 동시에 12,000KW 미만의 장치 비율은 15%에서 9%로 감소했습니다. 그러나 12,000~30,000KW 규모의 발전용량은 증가하는 경향을 보이고 있다. 이러한 현상은 발전을 위한 지방자금조달 정책의 영향을 반영한다. 지역자금조달은 주식투자와는 달리 재산권도 다르며, 소규모 투자가 주도할 수밖에 없습니다. 일반적으로 1990년에는 25,000KW 이상의 발전용량이 전체 발전용량의 80%를 차지했으나, 1996년에는 이 비율이 85% 이상으로 높아졌다. 최근 몇 년 동안 발전 비용이 급격히 증가한 이유.

발전단위별 구성

그러나 전력을 운영하기 위해 지방자치단체가 자금을 조달하기 때문에 전력운영을 담당하는 주체가 지방자치단체에 속해 있어 발전에 또 다른 문제가 발생한다. 즉, 작은 단위는 큰 단위와 전기량을 생산하기 위해 경쟁한다. 대부분의 대규모 전력회사의 재산권은 지방자치단체에 속하지 않고, 투자수익도 지방자치단체에 속하지 않기 때문에 이번 수익전에서 패하고 있다. 더욱 심각한 것은 지방자치단체가 자신의 관할권을 이용해 사용자들에게 소규모 단위의 고가 전력을 수용하도록 강요하는 행위가 시장경제 이념에 어긋나는 동시에 사용자의 소비권을 침해한다는 점이다. 광둥성, 저장성 등 지역에서는 문제가 더욱 심각하다.

통계에 따르면 1990년 이후 발전용량 12,000KW 미만의 발전설비 비중은 40% 감소했지만, 이들 발전설비의 발전량 비중은 25% 감소에 그쳤다.

같은 기간 기타설비용량 비중은 7% 증가했지만, 발전량 비중은 2% 증가에 그쳤다. 이는 소형 ​​유닛이 대형 유닛보다 상대적으로 생산량이 더 많다는 것을 보여줍니다.

소형 발전소는 석탄 소비량이 많고 운영 효율이 낮다. 전국 발전비에 미치는 영향은 적지만 전력 가격에 미치는 영향은 크다. 높은 전기요금과 막대한 이윤에 동조하는 경향은 지방자치단체와의 일종의 암묵적인 이해와 상호 공유의 기회를 제공한다.

이제 전력 부족이 완화되면서 일부 소규모 발전소를 점진적으로 폐쇄하는 대책을 마련하고 있는데, 그 중 국영전력공사는 1998년에 110만6천kW, 2000년까지 ***을 폐쇄할 예정이다. 681만KW로 현재 회사 전체 설비용량의 8.76%를 차지한다. 이 비율에 따르면 2000년에는 전국적으로 1,135만KW의 소형발전기가 가동을 중단할 것으로 추산된다.

일부 소규모 발전소를 점진적으로 폐쇄하겠다는 국가 정책은 매우 정확합니다. 그 의미는 전적으로 발전 비용을 줄이는 것이 아니라 더 중요한 것은 전기 가격을 낮추고 수요 증가를 촉진하는 것입니다. 환경 보호에도 중요합니다. 이 정책이 직면한 현재의 문제는 소규모 단위의 투자 비용을 어떻게 상환할 것인가이다. 사실 국가가 "차를 살리기 위해 전당포를 버린다"는 각오가 되어 있는 한, 이런 작은 단위들은 미리 폐기하는 것이 전적으로 가능하고, 그 손실은 막대한 금액의 작은 부분을 차지함으로써 보상될 수 있다. 대형 유닛의 전기 가격과 현재 전기 가격 사이의 격차.

전력 공급

우리 나라의 주요 전력 소비자는 해안 지역과 중국 북부 및 쓰촨성에 집중되어 있습니다. 산둥, 광둥, 장쑤, 랴오닝, 허베이, 허난, 쓰촨 등 7개 성은 전국 전력 소비의 45%를 차지한다. 국가적으로 자원, 인구 분포, 경제 발전의 차이로 인해 일부 지역에서는 전력 수요와 공급의 격차가 불가피하게 발생합니다. 그림 6의 분석 결과에 따르면 상대적으로 전력이 풍부한 지역은 내몽골, 산시, 후베이, 윈난, 광둥 등의 지역으로 나타났다. 광둥성의 상황은 매우 특별합니다. 그 지역의 전력 중 상당 부분이 홍콩으로 보내지기 때문에 이 지역은 전력이 풍부하지 않습니다. 경제가 발전함에 따라 성은 앞으로 운남, 구이저우 및 기타 성에서 구매하는 전력의 비율을 점차적으로 늘릴 것입니다. 전기가 상대적으로 부족한 지역은 베이징, 텐진, 광시, 저장, 랴오닝, 푸젠 등이다. 특별한 정치적, 경제적 이유로 인해 베이징은 현재 전력 소비량의 50%를 다른 곳에서 구입하도록 요구하고 있습니다. 앞으로 베이징, 텐진 등 지역의 전력 수요 증가는 산시 및 내몽고 지역의 공급에 더욱 의존할 것으로 예상됩니다.

우리 나라의 수력 및 화력 발전 설비 용량의 지리적 분포는 그림 7과 8에 나와 있습니다. 쓰촨성, 후베이성, 후난성은 양쯔강 유역의 풍부한 수력발전 자원의 혜택을 누리고 있으며 수력발전 설비 용량에서 상위 3위를 차지하고 있습니다. 이들 3개 성의 설치된 수력발전 용량은 각각 전체 설치 용량의 47%, 59%, 54%를 차지한다. 현재 장강유역에 설치된 수력발전 용량은 전국 전체 수력발전 용량의 약 36%를 차지한다. 우리나라 남부의 또 다른 큰 하천 유역은 홍수이강 유역(Hongshui River Basin)이다. 이 유역에 속하는 운남성, 구이저우(일부), 광시(Guangxi), 광둥(Guangdong) 및 기타 성의 수력 발전 설비 용량은 전국 수력 발전 설비 용량의 26%를 차지한다. 운남과 광시의 수력발전 설비용량은 화력발전 설비용량을 초과한다.

1.3 전력소비 구조

산업구조

전력산업은 국민경제의 기간산업이다. 지난 수십 년 동안 전력의 발전은 2차 산업(2차 산업은 주로 산업과 건설을 포함)과 밀접하게 연관되어 왔으며, 전력 소비 구성은 그림 9와 10에 나와 있습니다. 1997년까지 2차 산업의 전력 소비는 여전히 국가 전체 전력 소비의 73%를 차지했다. 그러나 이러한 상황은 앞으로 몇 년 안에 빠르게 변할 것입니다. 타 산업(3차 산업, 1차 산업)의 전력 소비도 급격히 늘어날 전망이다. 2014년경에는 타 산업의 전력 소비량을 2차 산업의 전력 소비량과 동일하게 나누어 각각 50%를 차지할 것으로 예상됩니다.

여기서 언급할 만한 것은 농업이다. 지난 20년 동안 농업용 전력 소비량이 감소하는 것은 GDP에서 농업이 차지하는 비중이 감소하고 있기 때문이다. 그러나 우리나라의 농업용 전력소비 비중은 GDP 비중 감소율을 초과하여 너무 빠르게 감소하고 있으며, 이는 비정상적인 현상이며, 이는 농촌 전력소비 증가율이 다른 산업에 비해 크게 뒤떨어져 있음을 반영한다. 농촌 지역의 전기 가격 탄력성은 상대적으로 크다. 즉, 농촌 지역이 전기 가격에 더 민감하다. 현재 농촌 전기 가격이 농촌 수요를 크게 억제하는 이유는 주로 농촌 전력 관리 시스템 때문이고, 두 번째로는 농촌 전력망 투자 문제 때문입니다. 국가는 향후 3년 동안 도시 및 농촌 전력망 전환에 3000억 위안을 투자할 계획이며 이는 농촌 전력 소비 해방에 좋은 소식입니다. 사실 지금은 농촌 전력 시스템 개혁을 시작하기에 좋은 시기이기도 하다. 농촌 지역은 잠재적으로 큰 시장입니다. 농촌 전력의 가격 탄력성이 크기 때문에 전력 가격이 합리적이면 농촌 전력 소비가 산업용 전력 소비 증가보다 빠른 속도로 증가할 것입니다. 일정 기간(단기~중기) 산업 전력 소비 증가율을 초과하기도 합니다. 농촌 전력 시스템 개혁의 아이디어는 시장 메커니즘을 구축하는 것이어야 합니다. 이 메커니즘에서 전력 공급 회사는 더 많은 전력을 판매하고 더 빨리 성장하여 더 큰 이익을 얻을 수 있습니다. 현재 농촌 전력체계를 개편하려는 구상은 중간계층 전력공급을 개편해 궁극적으로 지방 전력회사가 직접 관리하는 모델을 구축하려는 경향이 있다. 이 모델의 장점은 전력 공급 링크의 중간 비용을 절감할 수 있다는 점이지만, 여전히 지역 독점으로 인한 낮은 효율성과 높은 비용을 효과적으로 억제할 수 없기 때문에 만족스러운 개혁 방안이 아닙니다.

전력 소비 구성

1985년부터 1997년까지 국영 전력 회사의 전력 판매량은 각각 302.7억 KWh와 766억 9천만 KWh였습니다. 전력 판매량 구성은 그림 11과 12에 나와 있습니다.

우리는 지난 12년 동안 대규모 산업의 전력 소비 비율이 17% 감소했다는 사실을 확인했습니다. 이는 우리나라 경제 구조 발전의 현재 역사적 단계를 반영하며 이러한 추세는 앞으로도 계속될 것입니다. 대기업의 전력소비 비중은 30% 이하로 낮아져야 한다. 1990년대 이후 도매판매 비중이 급격하게 증가한 것은 최근 몇 년간 중간층의 전력 공급이 크게 증가했기 때문으로, 이는 전력 공급 링크에 있어 비정상적인 현상이다.

1.4 전기가격 1985년 이전 우리나라의 전력산업은 국가계획경제체제하의 독점산업이었다. 이 시기의 전기가격 정책은 상대적으로 명확하고 안정적이었다. 항상 공산품 가격보다 30% 높은 가격을 유지하고 있습니다.

1985년 이후 전력투자제도 개혁이 심화되면서 전기가격도 3단계 변화를 겪었다. 첫째, 1985년부터 1989년까지 물가상승으로 인해 전국종합전력가격(국가통계국 자료)은 거의 오르지 않아 실질전력가격(즉, 산업용 비교전력가격)은 실제로 하락세를 보이고 있습니다(그림 13). 이 기간 동안 카탈로그 전기가격(구 전력부 자료)의 상승폭은 전국 물가수준과 보조를 맞추는 데 그쳤으며, 1989년에는 우리나라 전기가격 수준 중 가장 낮은 수준에 이르렀다. 공산품 가격보다 약간 낮았습니다. 두 번째 단계는 1989년부터 1993년까지이다. 이 기간에는 카탈로그전기요금이 해마다 조정되기 시작했고, 동시에 종합전기요금도 상승했다. 1993년까지 종합전력가격은 실제로 공산품 가격을 20% 이상 초과했다. 3단계는 1993년 삼협건설기금 도입으로 시작됐다. 이후 각종 자금과 추가요금, 전기요금 인상 등으로 종합전기요금이 단 4년 만에 급등했다. 전기요금이 50% 인상되었습니다. 이 부분이 가격 인상의 주요 요소가 됩니다. 실제로 1993년 이후 카탈로그 전기요금은 거의 1993년 수준에 머물렀다. <그림 13>을 보면 1990년과 비교하여 1997년의 종합전력가격은 무려 72%나 증가한 것을 알 수 있는데, 그 중 카탈로그전기요금 인상이 23%, 각종 자금 및 자금조달에 의한 인상이 49%를 차지한다. 추가 가격 인상. 그림 13A의 데이터를 변환하면 1985년 이후 실제 연간 전력가격(현재가치)을 얻을 수 있다. 1993년 이후에는 재정정책의 영향으로 많은 부처에서 전기요금에 손을 대게 되었고, 이로 인해 전력공급망을 시작으로 전기가격이 층층히 상승하게 되었다. 이러한 가격 인상의 대부분은 카탈로그 전기 가격에 반영되지 않습니다. 그 중 일부는 종합 전기요금에도 반영되지 않기 때문에 최종 사용자가 직면한 실제 전기요금은 사용자 외에는 누구도 알 수 없다. 현재 우리는 국가 통계국의 데이터와 1997년 카탈로그 전기 가격을 기반으로 일부 분석을 수행하고 있습니다. 그림 14는 전력회사 카탈로그 전기요금과 기타 가격 인상률을 합한 전국 평균 39.8%의 누적 결과이다. 이 결과는 실제 상황과 비교적 일치하는 것으로 보인다. 예를 들어, 현재 대부분의 상업용 전기 소비량은 약 0.8위안/KWh입니다. 위 분석 결과에서 농촌 전기요금(0.401위안/KWh)은 큰 격차를 보이고 있으며 이는 현재 상황에서 도달해야 하는 전기요금 수준만을 반영하고 있다. 신문 통계에 따르면 농촌 전기 가격은 최소 0.9위안/KWh이다. 전국적으로 보면, 지방 전기요금과 종합 전기요금의 격차가 상대적으로 크다. 전력 공급 구조의 분포가 어느 정도 영향을 주지만, 이러한 격차는 주로 다양한 가격 인상의 심각성에서 비롯된다. 베이징 지역의 경우 가격 상승폭이 비교적 미미하다. 몇 년 전 베이징의 전기요금은 주민용 0.164위안/KWh, 비거주자용 전기요금은 0.085위안/KWh였다. 지금은 주민용 전기요금이 0.36위안/KWh, 비거주자용 전기요금은 0.589위안이다. 위안/KWh. 가격 인상을 제외하면 거주자의 실제 전기 가격은 14% 증가했으며, 비거주자의 전기 가격은 264% 증가했습니다. 비거주자와 비일반 산업 사용자는 거주자를 제외한 다른 중소 사용자의 평균 전기 가격을 대표하므로 전기 가격 상승폭이 매우 크다. 그러나 실제 상황에 관한 한, 위의 데이터는 데스크탑에 표시되는 데이터일 뿐입니다. 정부 지원을 받지 않는 대부분의 비거주 사용자가 부담하는 전기 요금은 0.589위안/KWh가 훨씬 넘습니다. 소규모 상업 사용자의 일반적인 전기 가격은 일반적으로 1~1.4위안/KWh입니다(중간 요금을 부과하는 이유). 레이어는 부분적입니다. 라인은 자체 투자 및 관리입니다. 베이징 교외의 농업용 배수 및 관개 전기의 경우 사용자는 실제로 약 0.8위안/KWh를 지불하는데 이는 농업용 배수 및 관개 전기의 0.18위안/KWh는 물론이고 농업용 전기 가격 0.291도 아닙니다. 베이징 중소규모 사용자가 실제로 지불하는 평균 전기요금은 0.7~0.9위안/KWh로 추산된다. 0.58위안/KWh 이후 전기 가격 인상의 대부분은 지역 관리 기관이나 배전 중간층에서 얻습니다. 이러한 상황은 전국의 중소 전력 사용자에게 공통적으로 발생합니다.

이익 및 조세 상황

전력산업은 자본집약적 산업이다. 계획경제 시대에 국가가 전력산업의 급속한 성장을 유지하려면 계속해서 많은 자본을 투자해야 한다. 당시는 인건비가 저렴했기 때문에 생산투자에 있어 자본의 중요성이 상대적으로 컸다. 이러한 발전자금을 확보하기 위해 전력산업에 있어서 국가가 장기적으로(1985년 이전) 추진한 중요한 정책은 전력가격을 공산품 가격보다 항상 30% 정도 높게 유지하는 것이었다. 이 정책의 본질적인 의미는 다른 산업에서 발생한 이익의 일부를 전력산업의 초과 이익으로 추출한다는 것입니다. 실제로 1980년대 이전에는 전력산업의 소득세율이 기본적으로 50% 내외에 머물렀다. 1985년까지 이윤세율은 39.4%에 달했고, 그 해 국가산업 이윤세율은 16.7%에 불과했다. 큰 이익은 큰 돈을 가져옵니다.

위 기간 동안 전력 산업에 대한 국가의 연간 신규 투자는 전력 산업 수입의 약 15%를 차지했으며, 국가 산업의 재투자 수준은 10.9%였습니다. 이윤과 세금 50%에서 재투자 15%를 뺀 금액이 실제 이윤과 세금(재정수입)의 35%를 차지한다. 같은 기간 전국 평균 실질 이윤과 세금은 6.9%다. 이 시기 전력정책의 또 다른 중요한 특징은 국가가 전력산업을 중요한 재정수입원 중 하나로 간주했다는 점이다. 예를 들어 1983년 전력산업은 전체 산업생산액의 3.6%를 차지했으나, 전력산업의 이윤과 세금은 전체 산업 이윤과 세금의 8.7%를 차지했다. 전력 산업이 국가 경제의 주요 이윤 및 세금 기여자가 되었다는 사실은 또한 그것이 가장 빠르게 성장하는 산업이 될 수 없음을 결정합니다(높은 이윤 및 조세 정책은 비산업 수요를 객관적으로 제한합니다). 1952년부터 1983년까지 전력산업의 발전 속도는 주요 산업 중 4위를 차지했다(그림 15 참조).

1985년 이후 전력산업 투자제도 개편으로 국가의 전력산업 투자는 전력산업 이윤 및 조세정책도 이에 맞춰 조정되었습니다. 전력산업을 점진적으로 자유화하여 시장경제 환경에 적응하고, 국가 경제 발전의 수요에 부응하면서 자체 투자와 자체 개발을 수행하는 것이 지도 이념입니다. 이 기간 동안 국가는 고이윤과 조세정책을 포기했기 때문에 경제환경적으로는 전력산업 발전에 매우 유리했을 것이지만, 안타깝게도 국가는 권력을 위임하면서 실질적인 억제를 소홀히 하였다. 독점 산업의 고유한 동기로 인해 이 기간 동안 전력 산업의 운영 비용이 크게 증가했으며(이는 시장 경제 상황에서 국영 독점 산업에서 흔히 발생하는 문제임) 전기 가격의 상승은 발생하지 않았습니다. 효과적으로 통제됩니다. 국영 전력 회사(그림 16)를 예로 들면 비용, 이익, 세금 추세를 볼 수 있습니다. 실제로 전력산업 전체의 상황은 전력공사의 상황과 유사하다.

또 다른 흥미로운 현상은 1987년부터 1993년까지 이 기간 동안 전기 가격이 가격에 따라 크게 조정되지 않아(그림 17) 이 기간 동안 평균 산업 비교 전기 가격이 15% 하락했다는 것입니다. , 1989년 1993년부터 1993년까지 국영전력회사의 판매수입은 상당한 성장세를 이루었으나, 이듬해 급격한 가격인상으로 인해 매출이 급격하게 감소하였다(그림 18). 이러한 현상은 가격과 소득, 가격과 비즈니스 개념에 대한 논의로 이어지며, 이에 대해서는 나중에 자세히 설명하겠습니다.

비교되는 산업용 전기 가격은 1984년부터 1988년까지 하락하는 경향이 있었습니다. 이 기간 동안 경제는 급속히 성장했지만(연평균 GDP 성장률은 12.1%), 이 기간 동안 발전량 증가는 상대적으로 느렸습니다(( 연평균 성장률은 9.2%), 발전탄력성은 0.76에 불과하다. 그러나 이 기간은 우리나라에서 지난 20년 중 가장 큰 전력 부족 기간으로 많은 공장이 "3번 열고 4번 정지"하고 있다. . 이러한 상황은 이 기간 동안 전력 부족으로 발전탄력성이 압축되었음을 보여주며, 실제 발전탄력성은 0.76보다 훨씬 커야 한다. 1995년 이전에는 전력부족 현상이 상당히 심각하여 발전탄력성이 과소평가되어 왔습니다. 이는 정책을 입안하는 사람들에게 인상을 줍니다. 한편으로 그들은 현 단계에서 우리나라의 발전 탄력성이 1보다 작을 수 있다고 믿습니다. 이는 현재의 전력 개발 속도가 빠른 경제 발전을 지원할 수 있음을 의미합니다. 반면에 그들은 전기는 탄력성이 부족하기 때문에 사용자가 전기를 사용해야 하기 때문에 건설을 위해 사용자로부터 더 많은 자금을 조달해도 전기 수요에 영향을 미치지 않는다고 생각합니다. 이것이 다주 발전과 이후의 자금 조달 정책으로 이어진 이해의 기초입니다. 최근에는 '3온, 3오프, 4오프' 정책이 높은 전기요금 정책으로 대체되어 사람들이 전기를 사용할 수 없게 된 것이 1998년에 이르러서야 전기 사용을 두려워하게 되었습니다. 전력 공급이 낮은 균형 상태에서 수요를 초과합니다. 실제로 전력의 수요탄력성은 상대적으로 크고, 재원조달정책은 수요에 대한 대응을 판단하는데 실패하고 있음을 알 수 있다.

1.5 비용 구성

위에서 언급한 것처럼 전력 산업의 운영 비용이 크게 증가했습니다. 구체적인 비용 구성은 그림 19에 나와 있습니다. 1985년부터 1997년까지 전력 단위당 실질비용은 114% 증가했고, 발전비용은 116%, 기타 비용은 108% 증가했다. 그림의 전력구매비용은 전력회사 이외의 다른 발전부서의 발전비용을 반영한 것입니다. 실제로 1993년 이후 국영전력회사의 전력구매 및 재판매 부분은 거의 수익성이 없었다(그림 18). 1997년에는 이 부분에서도 10억 3300만 위안(현재가치)의 손실을 입었다. 1985년 이후 시장경제의 도입으로 생산성 수준은 급격히 향상되었고, 생산자재의 실질비용은 거의 증가하지 않았다. 1990년부터 1997년까지는 3% 증가에 그쳤고, 1985년부터 1990년까지는 소폭 감소하기도 했다. 이 기간 자본비용(이자율 수준)은 약 10%였으며, 같은 기간 사회 전체의 인건비는 108% 증가했다. 사회 전체의 자본비용과 노동비용의 비율(약 7:3)을 기준으로 볼 때, 이 기간 동안 사회 전체의 생산비용 증가는 약 40% 정도가 될 것으로 추산된다.

또한 이 기간 전력산업의 연료가격은 46% 상승했고, 사회적 생산비용의 합은 86%에 달했다. 이 데이터는 전력산업의 생산원가가 86% 증가했어야 했지만 실제로는 예상보다 30% 높은 114% 증가했음을 의미한다. 따라서 전체적으로 보면 1985년 이후 전력산업 전체의 원가관리가 제대로 이뤄지지 않았다고 볼 수 있다.