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买的嫌贵 卖的还委屈 居民采暖定价缘何总是一笔糊涂账?

北极星电力网新闻中心  来源:中国能源报  作者:朱妍 卢彬  2019/2/12 17:08:35  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 煤价 热电厂 火电企业

北极星火力发电网讯:热源企业反映煤价上升、热力生产成本居高引发经营困难。

供热企业表示热源价格走高、下游售价长期维持低位导致困损严重。

热力定价体系存在煤热“联而不动”及多级、多头管理等问题。

隆冬时节,又到各大热企最为忙碌的时段。对于河北省某地供热集团董事长辛某来说,虽尚不存在保供压力,但入冬以来不断跳动的煤价仍一直让他“心悬半空”。

(来源:微信公众号“中国能源报”ID:cnenergy 作者:朱妍 卢彬)

“在我们的供应范围内,以燃煤锅炉为热源的集中供热占比一半以上,面积超3000万平方米。作为最主要生产要素的煤炭,其价格近年长期处于高位,平均价格从2014年的514元/吨一路涨到2018年的约623元/吨,在2017年还曾一度飙升至720元/吨。上游燃料涨了,面向居民的销售热价却接近10年没变。煤价对供热成本的影响超过50%,价格长期倒挂实在是让我们吃不消了。”辛某日前向记者大倒苦水。

据记者了解,燃煤大型锅炉房及热电联产是北方地区冬季集中供暖的主流,煤价因此成为供热行业的“中枢”。为理顺煤热二者关系,国家发改委早在2005年就已出台《关于建立煤热价格联动机制的指导意见》,明确了相关调价方案。但截至目前,《指导意见》落实欠佳,煤热长期未能联动,河北、山东、吉林等地煤热矛盾随之愈演愈烈。

供热企业普遍反映亏损严重

按照《指导意见》,热价分为热力出厂价格、管网输送价格和销售价格三部分。其中热力出厂价格好比是菜农卖菜价格,管网输送价格好比是商贩的运输费用;热力销售价格则是商贩的卖菜价格,也就是居民在菜市场里看到的蔬菜标价。

根据《指导意见》,出厂及销售环节应与煤价施行联动。以不少于一年为一个周期,煤价变化达到10%及以上,热价相应调整;如本周期内未达10%,下一周期可累计计算。换言之,如果蔬菜生产成本上涨了,蔬菜售价也要相应上调。

具体而言,当煤炭到厂价变化超过10%后,相应调整热力出厂价格。热源生产企业要消化10%—30%的煤价上涨(下降)因素,具体消化比例由各省级价格主管部门根据本地区具体情况确定。与此同时,销售价格与出厂价格联动,即按照热力管网输送价格保持相对稳定的原则,相应调整面向用户的销售价格。

辛某坦言,除国家层面,河北省也于2013年出台省级煤热联动指导意见。“现行环保政策要求供热企业必须用低硫低灰的环保洁净煤,受供应、运输等限制,不只我们当地,河北全省各地的环保洁净煤需求都难得到满足,煤价也相应走高。但我们目前仍在执行2010年制定的供热收费标准,供热成本倒挂严重。”

据辛某介绍,他们企业在承德市某县的燃煤锅炉集中供热项目2017—2018年单位供热成本为30.27元/平方米,但向居民收取的均价为27.19元/平方米,亏损3.08元/平方米;在承德市区的项目也面临同样问题——该项目以热电厂为主热源,上游的国电滦河电厂早在2011年就将热力出厂价由27.2元/吉焦调至28.2元/吉焦,但终端价格目前仍未调整。“我们也在通过内部挖潜等方式不断提高效率,但抵消成本之后,亏损仍大于提效带来的正面效应,企业很难承受。”

同样感到压力的,还有山东多家以热电厂为主要热源的供热企业。“从热电厂买热的价格已从2016年的46元/吉焦涨到现在的53元/吉焦,但下游销售价格一直没能同步上涨。热电联产热源在我市占比一半以上,除政府补贴部分,供热企业只能自行消化增加的成本。”山东某国有热企负责人告诉记者。

更让山东多家热企苦恼的是,同为热电联产热源,当地热力出厂价要高于其他地区。“比如,河北、山西等地的价格多控制在20—30元/吉焦,但山东各地市则在40—50元/吉焦不等,翻了一番。”山东泰安泰山城区热力有限公司董事长李更生算过一笔账,截至2016年,山东集中供热面积为8.6亿平方米,其中60%—65%的热源由五大发电集团提供,相当于供热面积超过5亿平方米。“若按五大发电集团热源均价45元/吉焦、每平方米耗热0.4吉焦测算,相比其他地区20—30元/吉焦的出厂价,每个采暖季我们山东全省的热力企业至少多支出30亿元。随着供热面积增加,这笔支出还将加大。”

部分热源企业表示经营困难

面对持续波动的煤价,买热的嫌贵,卖热的电厂也有委屈。

“我们绝对没有坐地起价的意思。”山东一家电力企业负责人告诉记者,热力出厂价格均由当地物价部门根据热量、煤价等因素最终确定,其所在电厂的热力出厂价现为45元/吉焦,但入场标煤单价已超过800元/吨,“1吉焦热量对应约40千克标煤,以高煤价加上供热改造、配套设备等先期投入,供热业务对我们来说已经算是微利经营。”

同时,电厂也承担着相应风险。“有人觉得电厂余热不用也就白白排放了,所以不该卖那么贵。但根据‘以热定电’要求,电厂在供暖季的发电功率会受到热负荷制约。当用热需求减小,电厂必须降低发电出力,这对电厂运行经济性、稳定性及环保等均会造成影响,这些都是电厂的成本。”上述负责人进一步称。

一位电力行业专家也向记者证实,部分地区确实存在热力出厂价较高的情况,但火电企业经营压力巨大也是不争事实。“受到高煤价、环保改造、电力市场放开等因素综合影响,电能、热能生产成本都在增加,一些城市距离煤炭产地、港口均较远,热电厂本身的入场煤价很高,所以热力出厂价相应也会处于较高水平。”

热电厂“左右为难”的境遇,近期也在吉林省引发不小关注。吉林省城镇供热保障指导中心主任温成君坦言,在热价成本倒挂的情况下,多家热电厂的热力出厂价同样低于实际成本,造成电厂长期亏损、“热电矛盾”突出。

“多年来,吉林的热力出厂价都维持在27.5元/吉焦,直到这个采暖季,部分地区才将价格上调3元/吉焦左右。上调的主要原因之一正是煤炭价格的持续上涨。因为此前煤、热价格未能真正联动起来,热电厂普遍意见较大。为理顺关系,我省于2018年7月专门出台省级《建立煤热价格联动机制的指导意见的通知》,明确了相关调价机制。”温成君称。

温成君同时表示,由于文件发布时间不长,考虑供暖保障等因素,首个执行采暖季的调价幅度有限,终端售价暂时也未相应调整。“事实上,热价并没有真正按照煤热联动政策一步调整到位。此前我们有过议价机制,即在约定一个热源供应标准量的基础上,允许买卖双方对超出部分自行商议定价。当时,有的热力出厂价高到40元/吉焦左右。上下游价格究竟怎么调、调多少,这些均需好好理顺各方关系,待2018—2019年采暖结束后,我们将按要求全力推进改革。”

煤热联动机制多年不畅

煤热联动遭遇“梗阻”,在多位专家看来,不仅会造成电力、热力企业经营困难,还将给整个行业带来连锁反应。“从实际出发,价格问题可能直接影响供热质量。尤其是一些民营供热企业,当成本涨到他们认为难以支撑时,不排除直接‘拍屁股’走人。北京、东北等地都出现过不同程度的弃供、断供现象。为保障民生,政府不得不临时找国有热力企业‘接盘’。”中国城镇供热协会常务副秘书长牛小化称。

牛小化指出,无论“热电矛盾”,还是煤、热价格脱节,都反映出热价体系的不畅。究其原因,首先在于供热管理机制未能理顺。“从热源一个环节就可看出,定价既涉及煤、电、热等多行业,也事关发改、能源、住建等多部门,条块分割比较厉害,但究竟谁牵头、谁主导长期没有明确说法,最终导致谁也不愿主动管的局面。”

温成君也表示,对于国家发改委在2005年出台的联动机制,各地鲜有拿出具体、明确实施方案的。以吉林为例,在省级指导意见发布前,热力出厂价均由省级价格部门制定,而面向用户的销售价格则由各县市自行拍板,中间难免出现“配合失误”的情况。“因此,我们这次将热力出厂价直接下放到各县市统一管理。”

其次,热价本身缺乏透明。一位不愿具名的供热专家透露,为了解供热企业的真实状况,主管部门需开展一项叫做年度“成本监审”的工作。“但叫亏的是供热企业,第一个跳出来拒绝成本监审的往往也是供热企业。尤其是民营供热企业,为向政府索要更多补贴,易出现申报成本虚高的问题。一方面,多地虽已发布成本监审相关规定,但现有执行力度远远不足;另一方面,如不能掌握各环节的真实成本,煤热联动就没了基础参考,如何推行下去?”

此外,鉴于保民生、保稳定等因素,调价本身也是一件“难事”。“虽说是上下游联动,但真动终端价格时,要做到既能真实反映成本又让用户可承受,这其实很难做到。”温成君举例说,2013—2015年期间,因煤价下降,用户要求降热价的呼声强烈。“当时,部分地区迫于压力下调了热价。而到2017—2018年煤价回升时,却没有用户再提上调热价的事。要知道,除了煤价,热企的人工、材料等成本也一直在上涨。所以,也不能单就热价谈热价,还需综合考虑多方因素。”

针对长期以来的“市场热、计划价”问题,北京市热力集团有限责任公司原副总经理陈明建议,不妨将定价逐步交由市场决定。“各环节均可结合成本、市场等因素来定价,在此基础上,政府将目前发给供热企业的‘暗补’,改为直接面向居民的‘明补’——热费补贴,防止热价上涨给居民增加负担。如此一来,既能保证上下游企业的合理收益,也能让热价与市场真正联动起来,促进行业健康、高效发展。”

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