高煤价导致火电厂多发电反而多亏损
一边是坚挺的煤价,一边是越发电越亏损的电厂,中间伴随着各地此起彼伏的缺电叫苦声。随着冬季取暖用电高峰来临,今年的煤电矛盾呈现比往年更为尖锐的态势。煤电僵局看似只是煤企与电企之间的博弈,实际是涉及煤炭、电力、运输和政府监管四方的体制性矛盾。短期看,煤电联动机制可解一时“燃煤之急”,但大力推进电价形成机制改革方是长策。
每发一度电亏损7分钱
中国电力企业联合会预测,今冬明春全国最大电力缺口在4000万千瓦左右。可是与以前长期由于发电装机容量不足导致的“硬缺电”相比,当前面临的则是在装机充裕的情况下的“电荒”。
山东济南市东郊的华能黄台电厂厂长王喜春算了一笔账:到厂市场煤价将近1000元一吨,昂贵的煤价加上其他费用,一度电的发电成本是0.5元左右,而上网电价是0.4219元,意味着每发一度电就亏损7分多钱。
黄台电厂只是众多火电厂的一个缩影。目前,在火电发电成本中,煤炭占到总成本的70%左右。自2004年以来我国煤价累计上涨了200%,而同期电价涨幅不到40%,火电企业利润被“挤压”,造成全行业大面积亏损。大唐集团董事长刘顺达介绍,这家发电量占到全国十分之一的大型发电企业,在全国的88家火电厂中已有62家亏损,亏损面达70.5%,其中28家已资不抵债。
从记者调查的情况看,一些价格相对便宜的重点合同电煤兑现率不高。业内人士预计今年全国消耗电煤约19亿吨,其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现,这些重点电煤合同的兑现率不到50%。
多重矛盾形成“煤电僵局”
业内人士认为,高企的电煤价格导致火电企业持续亏损,进而造成用电缺口不断扩大,如此“煤电僵局”的背后是多重矛盾的叠加。
一是市场、计划电煤价差扩大,电厂燃料成本不断攀升。对电厂而言,到厂电煤包括两部分,一部分是到厂重点计划电煤,另一部分是到厂市场电煤。近些年两者价格差不断扩大,造成了重点煤炭合同签订量减少、兑现率减少的窘况。
二是煤电价格传导机制不畅,电厂持续亏损打击生产积极性。在无法严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下,“煤电联动”是最符合市场经济逻辑的政策选择。2004年底,有关部门就制定了煤电联动机制,但这一机制随后并没能很好执行。
三是许多煤矿其实也在做“赔本买卖”。摆在煤矿企业面前的窘境是,电煤与市场煤、省内价与省外价存在较大差距,如贵州目前的电煤与市场煤每吨差价300多元,但是,保障电煤、民用煤、重点企业用煤都是“政治任务”,企业明知是“赔本的买卖”,只能暂时丢掉市场保电煤,生产积极性也大受影响。
四是电力、煤炭、运输等行业之间积怨不断加深。如,站在煤炭企业角度,尽管电厂普遍亏损,但煤炭企业对电厂仍十分抵触,认为发电企业“绑架”政府压低煤炭价格盘剥煤企利润。据不完全统计,目前电煤收费项目约30多种,占煤价的35%-50%,估算全国每年在电煤流通环节的收费高达3000亿元以上。
“电煤价格高企,没能带动煤炭产量的增加;电力需求旺盛,也没有提高电力企业的发电动力。”国务院政策研究室综合司副司长范必指出,症结在于目前煤电运环节都存在计划与市场的双轨制,使得市场机制、价格机制在生产经营中的自动调节作用受到抑制。
电价形成要让市场“说话”
近期,市场对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。据悉,国家有关部门已组织研讨电价调整方案,可能于近期公布。调价将会是在全国范围内普涨每千瓦时2-3分钱。
此前一轮电价调整发生在上半年,4月10日12个省份的上网电价平均上调每千瓦时2分钱,两个月后15个省份的工商业、农业销售电价平均每千瓦时上调了1.67分钱。
多数业内人士认同,在目前电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下,煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的短期有效措施。 “现阶段除了涨价之外,解决煤电问题一要实行煤电联动,在不调终端销售电价的前提下上调上网电价,电网的涨价压力由国家补贴来消化;二要控制煤价上涨,对煤炭企业征收特别收益金用于补贴电网。”中电联行业发展规划部副处长张卫东建议。
近期,国家发改委对2012年年度重点合同煤价提出了指导意见,价格最高可上调5%。此举小幅提高了电厂重点合同煤价格,同时又给市场电煤价设置了上限,预计火电厂的燃料成本将降低至少6%。
国务院发展研究中心产业部部长冯飞认为,电力体制改革关键在三点:一是改革定价机制,不是简单的调价而是形成合理的价格形成机制;二是在电网垄断领域引入有效竞争;三是进一步理顺政府、市场和企业的关系。
