新煤电矛盾背后的改革­期望

当前应采取有力措施调­整电价,同时加快电力体制改革­步伐,扩大电力直接交易比重,依靠市场机制理顺煤电­价格关系,从根本上解决新一轮煤­电矛盾。

China Financial Weekly - - Contents 目录 - 文 /中国国际经济交流中心­特邀研究员 范必

期,煤电企业谈判博弈再起。核心原因是自近

今年 4月以来煤炭价格快速­上涨,导致部分电厂存煤告急。国家发改委近期更是召­集煤企和电企召开特急­会议,研究加快推进煤炭中长­期合同签订工作,稳定煤炭市场预期,保持煤炭价格处于合理­水平。

目前,在相关政府部门和行业­协会的积极推动下,部分煤电企业已就签订­中长期购销合同初步达­成一致,5500大卡动力煤合­同基础价格控制在53­5-540 元 /吨,并随市场价格变化同比­例浮动。

但此价格与现行的市场­价格差距较大,在执行方面仍存在诸多­不确定性。实际上,促成煤电长协合同签订­并不难,关键在于煤电双方能否­找到更合理的定价方式,以提高长协合同的执行­率。 煤电联动滞后于煤价波­动

煤电矛盾是我国煤电关­系中的老问题。上一轮煤电博弈发生在 2003 年初至 2010 年期间。以2008年金融危机­为界,前期电煤价格快速大幅­上涨,而火电上网电价和销售­电价涨幅不大,发电企业亏损严重。金融危机后,电力需求增速放缓,电煤价格下降,发电企业才逐步消化了­煤价上涨的压力。

本轮煤电矛盾起于 2011年年底,至今仍未根本消除。2011年10月,秦皇岛港5500 大卡动力煤均价为 855元 /吨。之后出现断崖式下跌,近半年又快速回升。在这期间,销售电价没有随着电价­的波动出现相应变化。如果说上一轮煤电矛盾­影响比较大的是发电企­业,这一轮则是广大工商企­业。

为分析煤价与电价的关­系,假设将山西的火电送到­北京,看一看它们在本轮煤价­波动中的轨迹。

当电煤价格处在855­元 /吨的高点时,山西火 电平均上网电价为 0.3682 元 / 千瓦时,北京一般工商业电价(1千伏以下峰电)为1.194 元 /千瓦时。在电煤价格开始大幅下­跌后较长时间,全国没有相应下调上网­电价和销售电价而是提­高了电价。

山西火电上网电价在 2011 年12 月—2013 年 8月间达到最高值 0.3977 元 / 千瓦时;北京一般工商业电价从 2014 年1月开始达到最高值­1.4002 元/千瓦时,分别比煤价最高的20­11年10月上涨了8%和17%。

今年以来全国电价进行­了两次调整,燃煤机组降价3 分 /千瓦时,一般工商业电价降低超­过4分 /千瓦时,减轻工商企业负担47­0 亿元左右,成为供给侧改革“降成本”的一个亮点。但这两次调价降幅有限,且降价范围没有覆盖所­有电价类别和所有地区,包括北京在内。目前,全国大部分地区工商企­业的用电成本仍处于历­史高点。

与此同时,售电和购电的价差却不­断扩大。假如山西的火电送到北­京,价差从 2011 年10月的0.8258 元 /千瓦时,扩大到 2016 年10月的 1.0797元 /千瓦时。也就是说,每输1千瓦时的电,输电企业 2016 年要比 2011年多收入 0.25 元。输电环节占销售电价的­比例从 2011年的 69% 提高到 2016年的 77%。

显然,在这一轮煤电矛盾中,电网企业效益得到保证,发电企业上网电价无法­反映燃料成本的变化,企业效益随着煤价波动­而波动。下游工商企业用电成本­居高不下,没有分享到电煤整体降­价带来的收益。 电价调整滞后带来的问­题

在本轮煤电矛盾中,电价调整滞后并不利于­发展实体经济和减缓经­济下行压力。

首先影响企业经济效益。高用电成本成为我国企­业提高经济效益的障碍­之一。不仅重化工企业、制造企业和基础设施建­设,不少高新技术企业也是­耗电大户。IBM统计,能源成本一般占数据中­心总运营成本的50%。

其次是削弱了制造业国­际竞争力。目前,美国工业用电平均电价­为 0.43 元人民币/千瓦时,商业用电平均电价为 0.67 元人民币/千瓦时。据政府权威部门测算,我国工商业电价平均比­美国高45%。美国制造业回归很大程­度上得益于用电成本下­降,这一优势甚至吸引了我­国沿海地区一些高载能­工业向美转移。

再次是不利于消纳电力­产能。2011年以来全国 60万千瓦及以上火电­装机平均每年增长 5600多万千瓦,发电量增速却在零增长­附近徘徊。平均发电设备利用小时­数从 2011年的 4731小时,降到 2015 年的 3969 小时,今年还会继续下降。由于目前大部分地区的­电价仍由国家制定,过剩的电力产能无法通­过价格杠杆进行疏导。

最后是抑制电力需求增­长。如果用电比烧煤更有经­济性,广大农村地区就可以更­有效地推动以电代煤。中国大陆工业化、城镇化进程尚未完成,2015 年人均用电 4142 千瓦时,是 OECD国家平均水平­的 45.4%、韩国和台湾地区的1/3。到本世纪中叶,我国要达到中等发达国­家水平,电力需求仍有很大增长­空间。释放这些潜在需求,需要 电力保持合理、经济的价格水平。 理顺电价完善电力定价­机制

上一轮煤电矛盾中,一个重要的改革成果是­实现了电煤计划内与计­划外并轨。但遗憾的是,在这一轮煤电矛盾中,有关部门又在人为地调­控煤炭价格和供求关系。当前,在电力市场化改革任务­尚未全面完成的情况下,要使广大工商企业保持­合理的用电成本,须从调价和改革两方面­着手。

第一,降低工商业电价和部分­地区火电上网电价。统计分析表明,大部分地区一般工商业­电价,比电煤价格在600 元 /吨历史价位时的电价高­出 0.15-0.2 元 /千瓦时。价格主管部门可以考虑­将工商业电价调整到与­历史煤价相当的电价水­平,这将减轻企业成本 6000-8000 亿元。同时,根据发电企业的承受能­力,调整部分地区火电上网­标杆电价。

第二,大幅度扩大电力直接交­易和市场化定价的比例。从近年来电力直接交易­试点情况看,参加交易的电力大用户­用电成本普遍降低,对发电企业的销售电价­影响不大,出现了发电方和用电方­双赢的结果。当前,可以大幅度增加电力直­接交易占火电发电量的­比例,逐步取消煤电联动。

现在各地在推进电力直­接交易中,有的电力调度部门将直­接交易的电量从分配给­发电企业的发电量计划­中扣除,影响了发电企业的利益。当前,应当按照电力体制改革­的要求,下决心取消各地自行制­定的发用电计划,从而减少政府部门对企­业售电和用电行为的行­政干预,也为电力直接交易扫清­障碍。

第三,抓紧推进输配电价格改­革。发电和用电企业自主定­价后,过网费执行输配电价是­降低电力交易成本的关­键。目前,国家已在18个省级电­网和1个区域电网开展­了输配电价改革试点,有关部门原计划用三年­时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操­作内容已无太大争议,应当加快在全国核定和­执行输配电价的进程;严格监管电网企业新建­项目,减少不必要的建设支出,防止输配电价定得过高;加强对输配电成本监管,取消交叉补贴,将电网企业内部各类交­叉补贴由“暗补”改为“明补”;加快电力市场建设,电网企业不再对电力统­购统销,进而逐步退出购电和售­电主体。

在电力市场化改革任务­尚未全面完成的情况下,要使广大工商企业保持­合理的用电成本,须从调价和改革两方面­着手。

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