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除了发电亏损,供热也成为电厂的另一负担。山西省物价局给二电厂核定的供热价是26元/GJ,但大同发改委只同意出15元/GJ,每单位硬亏11元。仅此一项,二电厂每年增加亏损2亿元,“没办法,这是企业的社会责任。”
在2002年的电力体制改革方案中,电价改革是中国电力体制改革的核心任务之一。不过,电力定价并没有遵循当初设想的市场规律的路径,而是沿袭了旧有体制下传统的行政调控手段,在成本定价的路上越走越远
煤电“八年抗战”
“山西电厂就没有不亏的。”一位当地电厂人士告诉记者。仿佛在印证这个说法,中电联10月29日发布了今年前三季度的《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》。报告说:中部六省、山东省和东北三省火电企业因亏损面临资金链断裂;目前正临近冬季储煤之际,一些电厂已无钱买煤,可能产生不能保证电力、热力供应的风险。
和山西的状况一样,这些省份的亏损原因也是电煤价格上涨太快,而坑口电厂上网电价一直偏低。
历史上,我国为利用中西部省份的小煤窑资源,建设了一大批坑口电厂,形成了这些省份特殊的“大电厂、小窑煤”局面。虽然这批电厂普遍核定上网电价偏低,但在“煤价不如土”的2002年前,都还活得有滋有味。
2002年国家取消了电煤指导价,但仍然保留了“国家指导计划”。随后,2002年底在长沙举行的“2003年度全国煤炭订货会”上,煤电两行业在煤价上产生了严重分歧,“煤电顶牛”开始。
该订货会上,当时的国家计委建议“以2002年的合同价格为基准,每吨煤炭上涨5元”;但电力行业坚持“不涨价、不减量、不改变合同条款”的三不原则。最后,只按原定价签订了40%的国家计划安排购煤合同,煤电双方第一次不欢而散。
2002年,煤炭市场价大涨,原中央煤炭企业扭亏为盈;至此,煤价迎来了长达8年的“乌金时代”。
“2004年度全国煤炭订货会”开在福州。会上,国家发改委首推“煤电价格联动”政策,允许电煤每吨上涨不超过12元,允许火电厂上网电价每度上涨7厘,销售电价每度上涨8厘。但是双方都不领政府的情,诸多企业只签订了供货量,不谈价格。
自此,每年的煤炭订货会,成了“火车皮订购会”——煤电双方所签合同,严肃性日差:实质内容越来越少,履约率越来越低。签订合同的目的,更多的是想分得铁路运力。
“2005年度全国煤炭订货会”上,发改委定下了“煤电联动机制”。所谓“煤电价格联动”,原本是国家为了缓解煤电双方在价格上的争执,允许电厂根据动力煤价格的上涨情况而相应地将电价适当上浮,原则是上涨的煤价70%部分转移到电价,30%由电力企业通过提高效率内部消化。
2005年5月、2006年6月、2008年7月1日和8月21日,国家发改委4次实施煤电价格联动。但是发电企业普遍认为数年来“煤电联动不及时,力度不到位,没有解决市场煤、计划电的体制矛盾”。比如2007年煤价飞涨,但发改委没有批准煤电联动;而2008年煤价狂涨了50%,联动幅度却很小。
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12月16日,国家发展改革委召开12月新闻发布会,回应煤价相关问题。
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今年受到高煤价影响,很多火电企业陷入利润下滑甚至亏损的困境,多个省份开始调整电力市场化交易价格区间,11月2日,中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在国家电网调研时表示,政府要依法加强对煤炭价格的调控,加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。近期,多地部署2022年电力交易工作,明确2022年实行煤电联动机制。实行电价与煤价联动,可以合理体现发电、用电的成本,降低市场风险。
年度电力直接交易价格采用“煤电联动”机制,实现交易价格与电煤价格联动。取4500千卡/千克动力煤价格700元/吨(含税)为基准,每月20日月度电力直接交易组织时,以国能宁夏煤业公司发布的最近一期动力煤调价通知价格作为参考,动力煤价格每下降60元,次月年度长协分月电量交易价格下浮30元/千千瓦时。
为切实保障四川省经济发展和民生用电需求,保障电力系统安全稳定运行和全省迎峰度夏度冬电力供应,今年8月四川省经济和信息化厅等10部门联合印发了《四川省2021年度迎峰度夏(冬)电煤电力保障供应九条措施》,四川省发改委出台了对四川统调燃煤火电企业实施临时补贴以及燃煤发电市场化配比电量电价浮动等政策。
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