从当前电力企业生产经营面临的困难看我国电煤管理体制和电价形成机制的改革

1、从当前电力企业生产经营面临的困难看我国电煤管理体制和电价形成机制的改革    今年元月中旬以来，我国南方地区遭受罕见的持续低温雨雪冰冻天气袭击，给国民经济发展和人民群众生活带来了很大的影响，电力系统更是首当其冲，遭受到五十年未遇的重创，电力设备遭到严重破坏，电力资产损失巨大，电力企业生产经营面临很大的困难。而且这次冰雪灾害使得本来就存在的一些政策性、体制性矛盾和问题愈发显现。本文试图通过对当前电力企业生产经营面临困难的分析，谈谈对我国电煤管理、电煤价格、煤电价格联动以及电价改革等问题的一些看法。一、当前电力企业生产经营面临的困难(一)发电企业面临电煤供应

2、不足、燃料成本大幅上涨、电价不能及时联动、利润将大幅下降等问题1、电煤供应得不到保证。近几年，由于新建装机大幅增加，而煤炭产量和铁路运力没能同步增加，造成煤炭供应偏紧和铁路运力严重不足，2008年全国重点电煤订货合同总量只能满足发电企业用煤的50-60%左右，其余用煤完全靠市场采购，数量和价格都很难落实。今年一季度，全国原煤产量累计完成48552万吨，同比增加了3519万吨，增长了7.8%，其中国有重点煤矿完成32527万吨，增长了10.9%，国有地方煤矿完成7029万吨，增长了4.1%，乡镇煤矿完成8996万吨，增长了只有1%，而一季度火电发电量累计完成7125.73万千瓦时，同比增长17%

3、，两者相比，需求超过供给的情况一目了然。2008年直供电网新机电煤需求在10701多万吨，而全国铁路只有大秦线有3000万吨新增运力，意味着7000多万吨发电新增用煤没有运力。华中地区连续三年新投产机组用煤的运力无法落实。2008年初，全国电煤库存持续下降，全国直供电网近三分之一的电厂存煤告急，缺煤停机全国范围内最多时达4240万千瓦，南方雨雪冰冻灾害更使电煤紧张形势雪上加霜。近期尽管电煤库存逐步回升，但由于各主要耗煤行业压缩的煤炭需求得到释放，用电需求大幅增长，加上铁路运力的瓶颈制约，全年电煤供应不会宽松，供求形势不容乐观。2、电煤价格上涨和煤质下降增加成本。据有关企业反映，2007和200

4、8两年电煤价格共上涨了70元/吨左右，按全国电煤年消耗13.5亿吨计算，发电企业两年仅燃料成本就增加1200多亿元。除电煤价格直接上涨外，电煤质量下降也变相提高了煤价，增加成本。据统计，2000年，全国原煤平均发热量为5082大卡，2007年原煤平均发热量为4539大卡，下降了10.7%。2000年至2005年，山西全省电煤发热量下降741大卡，如果按标煤单价300元/吨计算，意味着吨煤成本提高32元/吨。电煤价格的大幅上涨和质量的下降，造成发电企业的成本大幅上升。3、发电量减少影响销售收入。受新投产机组迅猛增加的直接影响，发电企业发电设备利用小时数明显下降，据统计，2007年，全国60万千瓦

5、以上电厂发电设备累计平均发电利用小时数为5011小时，同比下降187小时，其中火电利用小时数为5316小时，同比减少296小时。今年一季度，全国发电设备累计平均利用小时数为1157小时，比去年同期降低了20小时。再加上这次冰雪灾害后受电网供电能力恢复的时间制约，受灾地区人民生活和工业生产用电需求受到抑制，更加剧了发电企业发电利用小时数下降的速度。初步统计，2008年1月下旬至2月下旬受灾期间，五大发电集团发电量减少148.6亿千瓦时，影响销售收入50亿元左右。预计2008年，发电利用小时继续下降的趋势不会改变，全年发电利用小时还将继续下降。4、利润将大幅下降。受燃料成本大幅增加、运输费用大幅提

6、高、发电利用小时下降、销售收入减少以及电价不能及时联动等多重因素影响，主要发电企业2008年利润大幅下降已成必然趋势。据五大发电集团估计，2008年仅电煤价格上涨导致燃料成本上升就将超过300亿，占五大发电集团2007年320亿元利润总额的93.8%。今年一季度，五大发电集团实现利润为-20亿元，同比下降了143%，五大发电集团中，除华能集团尚有微利外，大唐、华电、国电和中电投等四大集团都已出现集团性亏损。可以说，今年发电企业生产经营形势非常严峻。(二)电网企业面临电网建设严重滞后、电网建设任务繁重、输配电价水平偏低、电网建设资金严重短缺等问题1、电网建设严重滞后，电网发展任务繁重。当前，我国

7、电网建设发展滞后问题十分突出，主要表现在：一是跨区、跨省电网主网架还比较薄弱，尚不能适应在更大范围内进行资源优化配置的要求；二是技术装备水平偏低，难以满足运行环境日益复杂和变化的要求；三是现有输电容量不适应负荷增长要求，电网“卡脖子”现象普遍存在；四是部分电网建设设防标准偏低，抵御大面积严重自然灾害的能力明显不足。而电网发展滞后的根本原因是电网建设投入不足。据统计，2006年和2007年两年，我国电力投资比例中，电源投资分别占60%和55%，电网投资只占40%和45%，电网与电源的投资比例为4:6，与发达国家的比例6:4正好相反，反映出我国电网投资不足，与电源发展不相适应。为适应国民经济快速发

8、展和电源大规模送出的需要，“十一五”期间，国家电网公司电网投资1.2万亿元，也仅能满足新增电源送出需要，不能解决历史欠账问题。此外，2008年电网灾后重建需投入390亿元，为应对自然灾害，提高电网建设标准，实施电网差异化设计，“十一五”后三年需增加投资1200亿元。电网建设任务繁重，加快电网发展的要求十分迫切。2、输配电价水平偏低，电网电价矛盾突出。据统计，2007年，全国电网企业平均输配电价(不含线损)138.87元/千千瓦时，占销售电价的比重为27.1%，同比增加2.73%。含线损的平均输配电价约占销售电价的比重为30%左右。与国外输配电价约占销售电价50%-60%的比重相比，我国电网环节

9、的电价水平仍然偏低。自2004年实施煤电价格联动政策疏导了电网电价矛盾0.2分/千瓦时后，电网电价一直未作调整，而2005年-2008年电网建设投资巨大，需要疏导的电网电价矛盾很多，再加上今年电网灾后重建、适当提高电网建设标准等，需要调价的金额更大。而今年以来，CPI高居不下，调价的时机有待观察，连续两年电煤价格大幅上涨的矛盾也急需疏导，但受发电设备利用小时数持续下降，电力供需基本平衡的影响，电价调整的空间有限。因此，短期内电网电价难有大的调整，电网电价矛盾十分突出。3、电网盈利能力低，资金缺口较大。2007年末，国家电网公司资产总额已达到13659亿元，实现利润471亿元，总资产报酬率为4.

10、9%，净资产收益率为6.64%，看上去已经不低了，但剔除处置参股金融机构股权等一次性因素和金融、辅业实现利润后，电力主业利润仅298亿元，净资产收益率4.32%，低于11.9%的中央企业平均水平7.58个百分点。此外，电网公司大规模投资后，将大幅增加运行维护费、折旧费和财务费用等。预计2008年国家电网公司利润将会明显下降，电网盈利能力偏低问题将愈发突出。资本金来源不足，自有资金保障能力低，电网建设资金缺口巨大。二、对我国电煤管理、电价改革等相关问题的思考和建议(一)电煤问题必需深化改革，采取综合措施加以解决1、完善电煤管理机构。2002年电力体制改革后，电煤供应协调管理的机制和职能严重缺失。

11、从行业和企业来看，原有的国家电力公司到网省电力公司燃料体系已经打破，但新的从发电集团公司到基层发电企业的燃料体系没有完全建立起来，缺乏有效的电煤行业协调机制，使得无论是产运需衔接过程中的问题，还是电煤供应中统计信息收集问题，都遇到了较大困难。从国家层面来看，电煤管理的职责似乎是在国家发改委，但职能分散在几个专业司局里，缺乏一个综合的、权威的机构来实施电煤管理，致使多年来电煤的生产、供应、价格问题一直成为相关单位比较头痛的“大事”之一。电力行业作为国民经济发展基础行业和命脉行业，担负着保证电力可靠供应以及国家能源安全的社会责任和政治任务。而电煤是电力的粮食，电煤管理体制问题得不到解决，煤炭安全生

12、产得不到有效监管，电煤稳定供应就难以保证。从这个意义上说，解决电煤管理体制问题是解决电煤问题的根本所在。建议以新成立的国家能源局为契机，加快建立或完善电煤管理机构，充实力量，提高国家对煤炭资源的控制力，综合运用强有力的手段和措施，加强对电煤生产、供应、运输及价格的全面协调管理。2、加强煤炭宏观调控。面对日益突出的电煤矛盾，加强煤炭的宏观调控可谓当务之急。这方面需要做的工作很多，笔者认为，目前要从以下三方面入手：首先是要增加供给。从理论上，价格是供求的直接反映。电煤供应紧张和价格上涨，说到底还是供求形势所决定，说明需求的增长超过了供给的增长，前述的数字已说明这个问题。要解决这个问题，无非是从两方

13、面下手，一方面是减少需求，即减少电厂投产，减少发电，从而减少对电煤的需求，这种做法近期看很难做到，原因在于：一是占绝对比重的国有大型发电企业有很强的扩张冲动，在规模和效益的选择中，必然是选择规模，在做大和做强的选择中，首选的还是做大；二是与现行国家对大型企业的经营考核不无关系，在某种程度上说，正是这种评价考核体系，促使大型国有发电企业“跑马圈地”，一味扩张；三是今年地方政府陆续换届，新上任的地方领导追求经济增长，追求业绩是情理之中的事，很看重也很支持在当地投资建设电厂，与大型国有发电企业的想法可谓一拍即合。另一方面是增加供给，目前看虽然也面临不少困难，但相对来说比较现实。而增加供给的根本办法是

14、要增加产量。因此建议国家要加大新煤炭建设的力度，加快建设大型煤炭基地，培育大型煤炭企业集团，同时加大老矿更新改造力度和安全生产的投入，挖掘生产潜力，增加煤炭产量，保障电煤供应，增加有效供给。其次是要保证运力。电煤供应紧张在很大程度上表现为铁路运力的紧张。由于煤炭资源分布不均，以及火电厂与煤炭位置不在同一地方，造成电煤运输占去铁路货运的相当比重。而近些年，铁路发展和改革相对滞后，运输能力严重不足，造成许多地方有煤运不出去，铁路运输在相当长的时间里，成为煤电发展的瓶颈。因此要加快铁路管理体制改革，拓宽铁路建设投资渠道，加大铁路投资，加快铁路建设，优化路网结构，保证运力，突破运输瓶颈，缓解运力紧张局

15、面。三是要建立有效的协调机制。由于电煤的生产、运输、消费牵涉到煤炭、铁路(也包括交通)、电力等众多行业，而这些行业的管理水平、发展水平、市场化程度、行业特征都存在较大差异，在煤炭的生产、运输、消费整个产业链上必然存在不同的利益和矛盾，因此，建立有效的电煤协调机制尤为重要。建议国家要加快建立解决煤电运衔接平衡的长效机制，统筹各行业对电煤和运输能力的需求，将应急状态逐步转入正常的经济运行状态，建立健全常态电煤供应机制，避免再度出现电煤制约性的电力供应紧张局势。3、尽快建立电煤交易市场，促进电煤交易的数量和价格长期稳定。由于电力用煤占煤炭产量的50%以上，电煤的生产、供应、价格与发电企业息息相关，影

16、响甚大。建议国家要抓紧对建立煤炭交易市场和期货市场进行研究，尽快创造条件设立集中的煤炭交易市场，促进大型发电企业与主要煤炭生产企业签订中长期煤炭供用合同或合约，既可以反映市场供求，更好地发挥价格信号的引导作用，又可平滑煤炭价格波动带来的影响，规避市场风险，同时可以大大地减少电煤交易成本。政府则为交易市场的运行及中长期合约的执行创造外部条件，包括搞好煤炭、电力规划，有效衔接产、运、需，保证运力，制定交易规则，抑制煤价的不合理上涨等，鼓励电、煤双方在合约市场中诚信互利、共同发展，达到双赢。4、采取有效措施，保证电煤合同有效执行，保持电煤价格相对稳定。一是要加强对煤炭订货合同执行的跟踪检查，合同一旦

17、签订，要求煤电双方企业都必须保质保量保价履行合同，不得随意变更合同内容或不执行合同，提倡诚信经营，着眼长远发展；二是要关注和协调煤炭、电力两种体制和两种市场形态所带来的不配套、不协调的现实情况和矛盾，加强协调和指导，在煤电价格不能及时联动情况下，要求煤价不涨或少涨，敦促大型煤炭企业尽社会责任；三是在特定和非常时期，比如煤炭价格剧烈波动时，可依据国家有关规定，对煤炭价格采取干预措施，包括对电煤实行最高限价或实行重点大型煤炭企业煤炭提价备案制度等，加强政府对电煤价格适当而必要的调控。(二)煤电价格联动机制需要完善和改革1、煤电价格联动机制存在不足。煤电价格联动政策在电力市场化改革不到位的情况下，不

18、失为一种行之有效的临时价格调整措施，也发挥了积极的作用。但不可否认的是，这种机制也存在许多不足，表现在：从宏观和机制层面看，这种机制仍是典型的成本推进型价格上涨模式，与市场供求基本脱节，与电力市场化改革的方向相去甚远。另外，受CPI等宏观经济运行情况的制约，机制的规定难以兑现，办法从某种意义上说形同虚设，影响政府诚信，电力企业和市场缺乏对政策的预期和判断。从实施和技术层面看，一是实施这种机制要进行几上几下的大量测算、协调，费时费力，管理成本比较高；二是由于在电煤数量、统计、价格、成本等方面与企业的信息不对称，最终电价上涨幅度也不一定科学合理；三是测算和计价的基础不够完整。目前测算和计价的基础是

19、所谓的“车板价”，即只是出矿价，未包括运输费用等，而近几年运输费用大幅上涨已是不争的事实。2、煤电价格联动机制改革和完善的思路。从长远看，走彻底的煤电市场化改革道路是解决煤电价格矛盾的唯一和根本的出路。要按照国务院相关文件的要求，进一步深化电力体制改革，加快电力市场化改革进程，在坚持放开煤价的基础上，放开上网电价，由发电企业根据成本及市场供求情况自主确定上网电价，或在电力市场中竞价上网，并实行上网电价与销售电价的市场联动，将发电市场与终端用户紧密连接起来，让电力用户体会和感受到发电市场甚至是煤炭市场的波动变化，让价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度。从近期看，要进一步完善煤电价格联动机制

20、。由于受多种因素的制约和影响，电力市场化改革进展缓慢，近期完全放开上网电价的愿望还难以实现，在一定的时间内，煤电价格联动机制仍将实施。因此，在近期，要根据这几年煤炭和电力企业实际运行情况，对煤电价格联动政策实施中出现的一些情况和问题，如运输费用上涨，煤质下降引起电煤变相涨价，发电企业消化电煤价格上涨的比例，联动中如何考虑电网涨价问题，电价调整滞后于煤价上涨，以及电价调整与CPI的关系等问题进行深入研究，在联动中酌情考虑，逐步完善联动政策，扩大机制和政策的积极作用，减少不利影响。(三)独立的输配电价机制需要尽快建立1、合理输配电价的意义。合理的输配电价，有利于引导电网投资，完善电网结构，满足国民

21、经济和社会发展的需求。作为上网电价和销售电价两端的中间支点，输配电价改革将对电力行业利益格局产生重大影响。独立输配电价机制的确立及价格水平的确定，既是电网企业赖以生存和发展的重要政策措施,也提供了重要的市场位置信号，是发挥市场配置资源作用的关键因素。同时一旦输配电价确定，监管的对象和基础也更为清晰,有助于形成有效监管。2、现行输配电价存在的主要问题。一是尚未形成独立的输配电价机制；二是输配电价在销售电价中比重偏低；三是盈利能力偏低，电网建设缺乏资金，影响电网的投资与发展。3、建立独立输配电价机制的前提和步骤。首先是要尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题,

22、清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控，这是建立独立输配电价机制的重要前提;第二是要加快制定电网输配电价格成本监审办法，从成本项目的构成和归集,成本的核定原则和方法,成本的审核权限和程序等规范输配电价格成本行为,严格控制输配电计价成本,尤其是工资、奖金、福利等人力成本要重点控制，这是建立独立输配电价机制的重要基础;第三是在上述基础上按照合理投资合理回报的原则确定合理的输配电价(近期为支持电网发展,应采取成本加成方法核定电价)，使电网的运营和发展在机制上得到保障。(四)电网建设设计标准提高问题需要深入研究、慎重决策1、电网建设设计标准偏低问题确实存在，需要适当提高。这次南方冰雪灾害中，许多地区的电塔、输电线由于不堪冰层重覆纷纷垮塌，主要原因是设计标准太低，不能满足覆冰要求。说明部分电网设计标准已不能适应抵抗灾害的要求，标准需要提高。2、如何提高标准需要深入研究。一是全面大幅度提高标准。个人认为，既无必要，也不可能，不值一提；二是体现差异化设计特点，因地、因网、因线制宜，适当提高标准，这是比较现实可行的选择。即主要对部分跨区骨干、关键和战略通道线路提高标准，提高抗灾能力，提高其可靠性