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第三,完善严控新增产能规模配套政策。对于受严控影响而又遥遥无期的煤电项目的前期准备支出不再资本化。对于选择立即停建的缓建项目,按照财务制度规定对后续支出进行相应的财务处理;而对于选择建成后暂不并网发电的缓建项目,按照规定对发电效益重新评估并作出相应的减值准备。对于由于受2020年底前煤电外送项目投产规模减半影响产生的损失,也应该根据现行规定对损失进行确认和计量。以上损失应该由企业自行承担,发生的流动性问题或资金链问题由企业自行解决。
四、善于把控放开发电计划进程中的各种矛盾
放开发电计划是电力行业市场化改革的一个重要切入点。煤电产能过剩问题直接受到放开发电计划改革的冲击,随着发电计划放开程度的加大,煤电产能风险逐步显性化。在发电环节计划和市场“双轨制”条件下,要提高政策水平,综合把控各种因素,加快推动放开发电计划市场化进程。
放开发电计划加剧了改革中的有关矛盾:第一,计划和市场手段导致产能过剩条件下的发电行业业绩严重背离,迫切需要计划手段的市场化改革;第二,发电行业特别是煤电行业受到巨大冲击,相关利益方正在成为改革的阻力;第三,煤炭行业去产能的经验教训,迫切需要电力供应不足条件下的政策预案和资金储备;第四,电力行业整体产能过剩风险,凸显了加速电网改革和防范化解电网产能过剩风险的紧迫性;第五,在电源结构调整及防范化解煤电产能过剩风险过程中,迫切需要出台政策措施权衡环保要求和经济性因素并充分考虑电力供需动态性平衡因素。
另外,未放开发电计划或者优先购电机组上网电价定价方式亟待改革。成本加收益的上网电价定价方式在电力市场没有存在的基础和逻辑。因为根据这样的定价方式,煤电价格联动政策是基于成本的电价调整政策,环保电价也是基于成本上的专项电价,那么,根据这样的逻辑,折旧费用、人工费用等成本变动似乎也需要一个专项电价,显然极为荒唐!计划发电上网电价参照市场定价是一个方向。
应该尽快建立完善发电环节电量和电价市场形成机制,建立可预期的发电市场,发挥价格引导健康投资发展的信号作用。加快环保电价、差别电量等直接计划性手段向市场准入、征收碳税和排污税宏观市场调控政策转变。实施煤电外部成本内部化抑制性产业政策。加快煤电价格联动政策向培育规范动力煤中长期市场和现货市场、期货市场转变。
五、运用改革的办法处理关停机组发电权问题
《意见》明确,“列入关停计划且不参与等容量替代的煤电机组,关停后可享受最多不超过5年的发电权,并可通过发电权交易转让获得一定经济补偿,具体办法由各省结合电力体制改革自行制定”。对于关停机组发电权数量及市场交易,应运用改革的办法或市场的办法来解决,要注意与有关政策相协调。
第一,根据国家有序放开发用电计划的要求,要“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”,“除优先发电计划外,其它电量均通过市场化交易实现”。根据这样的要求,拟关停机组计划发电量应该优先放开,在市场竞争中也处于劣势,发电权也随之减少或完全消失。
第二,根据国家有关规定,优先发电机组发电权转让,优于关停机组发电权转让,优先发电机组可以优先购买关停发电机组发电权。关停发电机组发电权可以选择本地、跨省、跨区开展,但如果不能通过市场形式实现关停发电机组发电权,电网没有购买的义务。
第三,加大差别化电量计划和调度力度。按照经济、环保、安全等方面的要求,优先安排优先发电机组计划,加大计划电量差别化,挤压淘汰机组计划份额,并按照经济、环保、安全等因素进行调度排序。
六、审慎运用资产重组措施
《意见》提出的一个重要政策措施是,“积极推进重组整合”。《意见》明确,“鼓励和推动大型发电集团实施重组整合,鼓励煤炭、电力等产业链上下游企业发挥产业量协同效应,加强煤炭、电力企业中长期合作,稳定煤炭市场价格;支持优势企业和主业企业通过资产重组、股权合作、资产置换、无偿划转等方式,整合煤电资源。”
可以看出,在政策措施上存在两种资产重组形式:一是煤炭与电力等产业上下游企业纵向资产重组;二是煤电横向资产重组。第一种纵向重组有利于提升资源控制力,电力和煤炭双方有利于获得互补优势,如果由企业集团内部协同确定稳定的中长期内部定价方式,有利于稳定发电和煤炭双方的盈利能力,避免盈利能力波动对双方造成的经营风险。但如果仍然比照市场价格对煤炭定价,这种纵向资产重组并没有明显的实质意义。第二种横向资产重组提升了集团规模效益,同时也提升了垄断能力。在某种程度上,短期内这两种资产重组形式缓解了煤电的流动性风险,但却与煤电去产能关联度不大。相反,由于对风险敏感性降低,却可能刺激投资,加大产能的过剩,同时,也会对竞争性市场建设和完善带来不利影响。对于垄断会不会导致产能过剩或者能否解决产能过剩问题,我国的电网企业已经给出了答案。
(作者系中国华能集团公司技术经济研究院副总经济师)
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