新煤电矛盾背后的改革期望.docVIP

PAGE  PAGE 5 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。 　　近期，煤电企业谈判博弈再起。核心原因是自今年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