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二是削弱制造业国际竞争力。目前,美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时,商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。据政府权威部门测算,我国工商业电价平均比美国高45%。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降,这一优势甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美转移。
三是不利于消纳电力产能。自2011年以来,全国60万千瓦及以上火电装机平均每年增长5600多万千瓦,但发电量增速却在零增长附近徘徊。平均发电利用小时数从2011年的4731小时,降到2015年的3969小时,今年还会继续下降。由于目前大部分地区的电价仍由国家制定,过剩的电力产能无法通过价格杠杆进行疏导。
四是抑制电力需求增长。如果用电比烧煤更有经济性,广大农村地区就可以更有效地推动以电代煤。我国工业化、城镇化进程尚未完成,2015年人均用电4142千瓦时,是OECD国家平均水平的45.4%、韩国和台湾的1/3。到本世纪中叶,我国要达到中等发达国家水平,电力需求仍有很大增长空间。释放这些潜在需求,需要电力保持合理、经济的价格水平。
煤电矛盾形成机理
出现煤电矛盾的主要原因,是对电价和电量的计划管理。我国价格主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价,按照煤电联动的原则进行调整。这是一种模拟市场的定价方式。有关部门根据统计的煤价波动情况,每隔一个周期在全国统一调整一次电价。由于各地的电煤和电力供求情况千差万别,一次调价的幅度往往很难化解所有矛盾。历次煤电联动又存在明显的滞后性、被动性,往往使供求矛盾越积越多,直到形成全局性的影响。
同时,各地经济运行主管部门向发电企业分配发电量计划,计划内发电量按照国家规定的电价上网,超出部分则要低价上网。
在计划电价和计划电量的双重管制下,电力企业无法根据用煤成本和电力供需情况自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电矛盾中,无论煤价涨与跌,工商业电价始终保持在高位。
调整电价完善电力定价机制
化解煤电矛盾关键是让市场说了算。上一轮煤电矛盾中,一个重要的改革成果是,实现了电煤计划内与计划外并轨。但我们遗憾地看到,在这一轮煤电矛盾中,有关方面又在人为地调控煤炭价格和供求关系。在当前没有全面完成电力市场化改革任务的情况下,要使广大工商企业保持合理的用电成本,需要从调价和改革两方面采取措施。
第一,降低工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间,错过了降电价的最佳时机。尽管如此,降价仍有空间。2016年10月31日,秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表明,这一时点上我国大部分地区一般工商业电价,比相同历史煤价时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。如果将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平,按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算,这将减轻企业成本6000-8000亿元。
第二,大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。从近年来电力直接交易试点情况看,参加交易的电力大用户用电成本普遍降低。当前,可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重,逐步取消煤电联动,尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。
现在各地在推进电力直接交易中,有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除,影响了发电企业的利益。下一步应当按照电力体制改革的要求,下决心取消各地自行制定的发用电计划,从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预,也为电力直接交易扫清障碍。
第三,抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后,过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前,国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点,有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议,应当加快在全国核定和执行输配电价的进程;严格监管电网企业新建项目,减少不必要的建设支出,防止输配电价定得过高;加强对输配电成本监管,取消交叉补贴,将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”;加快电力市场建设,电网企业不再对电力统购统销,进而逐步退出购电和售电主体。
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