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“十一五”期间我国电力工业取得了巨大成就,发电装机容量和年发电量连续十六年位居世界第二位,电网规模跃居世界第一。但是由于电力市场体系建设滞后,使得这些光彩熠熠的数据下潜伏着深刻的危机,近年来突出表现为电力需求的大起大落、部分省份的严重缺电以及火力发电企业的严重亏损。文章总结了火力发电企业在上网电价、电量计划、项目核准等方面所面临的种种窘境,深刻剖析了电力工业发展的深层次矛盾,并从加快电力体制改革、落实企业经营自主权、已核准电厂电煤全部由计划煤专供等几个方面提出了解决之道
2002年国务院5号文件《电力体制改革方案》拉开了电力体制向社会主义市场经济改革的序幕,彰显了中央把对电力的管制从政府直管改革成行业监管的决心。5号文件首先在发电领域打破垄断,引入了竞争机制。九年来电力工业取得巨大成就充分证明中央决策的英明,“十一五”期间我国新增电力装机超过4.3亿千瓦,全国总装机容量达到9.62亿千瓦,发电装机容量和年发电量连续十六年位居世界第二位;全国220千伏及以上输电线路总长度达到44.3万公里,变电容量19.6亿千伏安,分别是“十一五”末期的1.7倍和2.4倍,电网规模跃居世界第一。全国电力供需基本平衡,保障了国民经济和社会发展的需要。我国电力工业已经进入大电网、大机组、高参数、超高压和自动化、信息化时代,取得了人类社会发展史上的辉煌成就。电力正如胡锦涛书记所说:实现了从高度集中的计划经济体制到充满活力的社会主义市场经济体制的伟大历史转折。
但是由于电力市场体系建设滞后,使得这些光彩熠熠的数据下潜伏着深刻的危机,近年来突出表现为电力需求的大起大落、部分省份的严重缺电以及火力发电企业的严重亏损。
火力发电企业面临的种种窘境
由于电煤价格持续增长,发电煤炭成本持续上升,火力发电企业出现大面积亏损,发电企业的经营状况持续恶化。2010年五大发电集团虽然实现了盈利,但主要依靠非火电业务以及煤炭、金融等非电产业。更让人触目惊心的是,发电企业的资产负债率大幅上升,截至2010年底,五大发电集团的负债总额达17502.49亿元,平均资产负债率高达86.03%,已经超过国家确认的红线。个别省份的火力发电厂资产负债率甚至已超过100%,资不抵债,如果不是央企,背靠强大的集团公司,其生产经营早已难以为继。
由于工作的关系,作者经常接触一些发电企业的中层干部,曾经有一位中层干部哀叹道,想不到发电企业竟然会沦落到今天这个地步,更想不到的是,在社会主义市场经济快速发展的今天,发电企业仍然毫无经营自主权,发电企业所生产的产品,无论是价格,产量,还是下一步的发展计划,作为市场主体的发电企业均无自主权。仔细思量,这位同志说的不无道理,我们可以梳理一下当前发电企业所面临的诸多管制:
上网电价。目前发电企业所执行的上网电价执行标杆电价制度,相对还本付息电价、经营期电价,标杆电价是我国上网电价制度的一大进步,改变了同省一机一价的不合理状况,达到了控制发电企业的投资成本的目的,但该制度依然延续了60年一贯制的政府审批制度,发电企业在价格上并无自主权。国务院5号文件《电力体制改革方案》确定的“初步建立竞争、开房的区域电力市场,实行竞价上网;建立合理的电价形成机制,将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价,上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成”等目标均没有实现。
电量计划。这是带有极其明显计划经济色彩的一种政策,有人曾经形象将其比喻为“大锅饭”制度。发电企业只要出生(投产),就有被分配口粮(电量计划)。但即使在今天,采用这种“大锅饭”式的电量计划分配方式,仍然没有行业内公认的规则,在这个电量“大锅”里谁吃得多些,谁吃得少些,全凭“掌勺师傅”的“手”。于是乎,“跑”电量计划一度成为了发电企业的常态,当然,这是在发电依然有利可图的前提下。
项目核准。首先我们必须承认,对电力项目严肃、严格的审批、核准是极有必要的,我国电力项目审批非常的细致严格,审批链长,手续复杂,涉及多个部门,项目从报批到核准往往需要数年的时间。但是近年来,大量违规项目的反复出现,已经成为行业发展的常态,大量的机组未批先建、边批边建,违规项目已经不是个别发电企业、个别地区的个别现象,而是逐渐的成为了一种常态。另外,部分地区为了实现“上大压小”的要求,将一些投产时间并不是很长,正在其青壮年期的15万机组,20万机组纷纷关停。诸如此类的问题,不得不让我们去深思和研究。
这样看来,发电企业目前仍然只有生产产品(电能)的权利,没有对自己产品进行自主定价(电价)、分配和销售的权利(电量计划),不能根据企业实际经营情况、机组状况、能耗和排放水平来自主安排生产,不能自主确定下一步的发展计划(新建项目)。改革开放三十年以来,在社会主义市场经济快速发展的中国,类似电力这种高度商品化的产品,却依然牢牢控制在政府的行政管制下,纵观国内各行各业,像发电企业一样被管制的如此之严,如此之宽,还真是不多。
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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。
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。
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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。
韩正强调,各地区各有关部门单位要牢固树立大局意识,切实落实责任,将今冬明春能源保供作为重点工作抓紧抓实。要多渠道增加电煤和天然气供给,继续抓好电煤保供稳价,大力推进煤炭清洁利用。要尽快把煤电企业发电能力恢复到正常水平,促进非计划停运发电机组实现常态化运行。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。鼓励金融机构保障煤电和供暖企业合理融资需求,加强财税等政策支持,帮助企业缓解阶段性困难。要坚守安全底线,统筹抓好煤炭和电力企业安全生产、电网安全运行、全社会安全保供。
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