带引号的“电荒”除根需深化改革电价形成机制-第2页-北极星电网在线

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研究人士分析指出，上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损;如果电力需求下降、电煤价格下跌，电力企业受制于政府电力定价的束缚，也不可能主动面对市场，实行打折促销等经营策略。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。

中国华电集团公司政策与法律部主任陈宗法认为，按照2003年5月，国家发改委出台的《电力厂网价格分离实施办法》规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。

发电量按计划分配是“计划电”的又一突出表现。“我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平，只要机组在电力调度机构有‘户头’，就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数”。采访中，记者屡次听到大型发电企业抱怨。

在范必看来，人为设定的发电量计划既不反映供求关系，也无科学依据。即使按计划经济的标准，这样分配也是不合格的。计划经济时期国家做计划、定指标要经过“几上几下”、“综合平衡”，上下级、相关部门都认同才最后敲定，这是基本原则。更何况经过计划体制改革，国家取消了大部分指令性计划，计划的定位总体上是指导性的，而不是指令性的，这是市场化改革的重要成果。“目前，国务院主管部门并没有下达发电量计划，各地自行出台的发电量计划指标应当取消。”范必说。

另一方面，在实际执行中，发电量按计划内电量与计划外电量被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价;超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。在范必看来，今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

电力交易“统购统销”是“计划电”的又一表现。发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。采访中，发电企业工作人员向本刊记者表示。

据本刊了解，在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.3～0.4元/千瓦时，以东部地区为例，工业企业实际用电成本可以达到0.7～0.9元/千瓦时，商业企业大都超过1元/千瓦时，甚至更高。范必说，出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价。正是由于电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。

电和煤的“双轨制”故事

电企、煤企伴随中国电力体制改革一路上扮演的角色，在陈宗法眼中经历了“盈亏大反转、冰火两重天”。

2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处于供过于求的状态，国家每年召开一次煤炭订货会，会上国家定好煤炭价格，分配好运力，煤、电企业再去衔接量的问题。在这种计划模式下，煤炭行业长期亏损。上世纪90年代中期，中央统配煤炭企业亏损80多亿元，中央财政补贴了60亿元。不堪重负的中央政府，向地方下放煤炭企业。时至2000年，煤炭行业还是全行业亏损。而同期的电力企业却是“电机一响，黄金万两”。

逆转发生在2002年以来，国家逐步放开煤炭价格;2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。由于经济的快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升，煤炭企业迅速“脱贫致富”。再加上上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式，还推出了标杆电价，火电企业逐步进入“亏损时代”。

2010年，五大发电企业运营的下属436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008～2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1～7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。由于电煤价格难以消化，火力发电企业是发电越多，亏损越多。

陈宗法透露，五大企业成立时，平均资产负债率已超过65%。2003年以来持续攀升，特别是2008年巨亏，负债率陡增4～5个百分点，到2009年达到高峰，近两年五大发电企业都在85%上下徘徊，个别较高的接近88%。电改后8年多时间里，共增加负债率20多个百分点。

为了疏导煤电价格矛盾，近年来国家层面多次实行了煤电联动。按照规定，联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。在现实生产中，通过联动调高电价后，随之而来的是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，国家再次调高电价。轮番涨价令下游工商企业承担了更大的用电成本。而由于联动方案在设计时就没有充分反映煤价上涨的全部成本，多次联动后，让发电方再消化30%的成本，已经没有多少空间了。因此，范必认为，煤电联动可以在短时间内缓解发电企业亏损的压力，但无法使它们真正摆脱困境。

另一方面，“作为央企的五大发电企业，销售端面对的是电网企业‘独此一家’的垄断体制和地方政府‘分灶吃饭’的财政体制，受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施(如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等)，执行中经常被打折扣，有的落实不及时，陈宗法指出。

事实上，近年来，国家电监会通过重点检查和抽查，的确发现一些省份经常违反国家电价、电费结算政策，如用行政手段强制降低上网电价、通过出台峰谷分时电价变相降低上网电价、不严格执行脱硫电价政策等，给发电企业每年带来数亿元的经济损失。

从深层次来看，大唐集团湖南分公司总经理魏远对本刊记者表示，秦皇岛港存煤长期稳定在720万吨至750万吨，广东、广西等沿海港口存煤也都充裕，在“电荒”严峻的情况下，火电企业开机却远远不足，上半年全国火力发电利用小时只有5200小时，未达到5500小时的设计水平。“今年以来一些省份出现“电荒”问题，究其原因并不是缺煤，也不是缺电，而是缺市场机制”。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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