高煤價導致火電廠多發電反而多虧損

一邊是堅挺的煤價,一邊是越發電越虧損的電廠,中間伴隨著各地此起彼伏的缺電叫苦聲。隨著冬季取暖用電高峰來臨,今年的煤電矛盾呈現比往年更為尖銳的態勢。煤電僵局看似只是煤企與電企之間的博弈,實際是涉及煤炭、電力、運輸和政府監管四方的體制性矛盾。短期看,煤電聯動機制可解一時“燃煤之急”,但大力推進電價形成機制改革方是長策。

每發一度電虧損7分錢

中國電力企業聯合會預測,今冬明春全國最大電力缺口在4000萬千瓦左右。可是與以前長期由于發電裝機容量不足導致的“硬缺電”相比,當前面臨的則是在裝機充裕的情況下的“電荒”。

山東濟南市東郊的華能黃臺電廠廠長王喜春算了一筆賬:到廠市場煤價將近1000元一噸,昂貴的煤價加上其他費用,一度電的發電成本是0.5元左右,而上網電價是0.4219元,意味著每發一度電就虧損7分多錢。

黃臺電廠只是眾多火電廠的一個縮影。目前,在火電發電成本中,煤炭占到總成本的70%左右。自2004年以來我國煤價累計上漲了200%,而同期電價漲幅不到40%,火電企業利潤被“擠壓”,造成全行業大面積虧損。大唐集團董事長劉順達介紹,這家發電量占到全國十分之一的大型發電企業,在全國的88家火電廠中已有62家虧損,虧損面達70.5%,其中28家已資不抵債。

從記者調查的情況看,一些價格相對便宜的重點合同電煤兌現率不高。業內人士預計今年全國消耗電煤約19億噸,其中約7億噸為價格較便宜的重點電煤合同量。國家電監會調查發現,這些重點電煤合同的兌現率不到50%。

多重矛盾形成“煤電僵局”

業內人士認為,高企的電煤價格導致火電企業持續虧損,進而造成用電缺口不斷擴大,如此“煤電僵局”的背后是多重矛盾的疊加。

一是市場、計劃電煤價差擴大,電廠燃料成本不斷攀升。對電廠而言,到廠電煤包括兩部分,一部分是到廠重點計劃電煤,另一部分是到廠市場電煤。近些年兩者價格差不斷擴大,造成了重點煤炭合同簽訂量減少、兌現率減少的窘況。

二是煤電價格傳導機制不暢,電廠持續虧損打擊生產積極性。在無法嚴格控制煤炭等上游燃料價格的情況下,“煤電聯動”是最符合市場經濟邏輯的政策選擇。2004年底,有關部門就制定了煤電聯動機制,但這一機制隨后并沒能很好執行。

三是許多煤礦其實也在做“賠本買賣”。擺在煤礦企業面前的窘境是,電煤與市場煤、省內價與省外價存在較大差距,如貴州目前的電煤與市場煤每噸差價300多元,但是,保障電煤、民用煤、重點企業用煤都是“政治任務”,企業明知是“賠本的買賣”,只能暫時丟掉市場保電煤,生產積極性也大受影響。

四是電力、煤炭、運輸等行業之間積怨不斷加深。如,站在煤炭企業角度,盡管電廠普遍虧損,但煤炭企業對電廠仍十分抵觸,認為發電企業“綁架”政府壓低煤炭價格盤剝煤企利潤。據不完全統計,目前電煤收費項目約30多種,占煤價的35%-50%,估算全國每年在電煤流通環節的收費高達3000億元以上。

“電煤價格高企,沒能帶動煤炭產量的增加;電力需求旺盛,也沒有提高電力企業的發電動力。”國務院政策研究室綜合司副司長范必指出,癥結在于目前煤電運環節都存在計劃與市場的雙軌制,使得市場機制、價格機制在生產經營中的自動調節作用受到抑制。

 

電價形成要讓市場“說話”

近期,市場對上調電價、進而推進電價改革的呼聲愈加強烈。據悉,國家有關部門已組織研討電價調整方案,可能于近期公布。調價將會是在全國范圍內普漲每千瓦時2-3分錢。

此前一輪電價調整發生在上半年,4月10日12個省份的上網電價平均上調每千瓦時2分錢,兩個月后15個省份的工商業、農業銷售電價平均每千瓦時上調了1.67分錢。

多數業內人士認同,在目前電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下,煤電聯動機制仍是解決煤電矛盾的短期有效措施。 “現階段除了漲價之外,解決煤電問題一要實行煤電聯動,在不調終端銷售電價的前提下上調上網電價,電網的漲價壓力由國家補貼來消化;二要控制煤價上漲,對煤炭企業征收特別收益金用于補貼電網。”中電聯行業發展規劃部副處長張衛東建議。

近期,國家發改委對2012年年度重點合同煤價提出了指導意見,價格最高可上調5%。此舉小幅提高了電廠重點合同煤價格,同時又給市場電煤價設置了上限,預計火電廠的燃料成本將降低至少6%。

國務院發展研究中心產業部部長馮飛認為,電力體制改革關鍵在三點:一是改革定價機制,不是簡單的調價而是形成合理的價格形成機制;二是在電網壟斷領域引入有效競爭;三是進一步理順政府、市場和企業的關系。 （制圖 張曉貞）