陈宗法:煤电联动就是降电价这么简单吗

2015-12-27 来源:无所不能

临近2015年岁末,一个重磅消息——“今年11月底前或年底前,将实施煤电联动,火电上网电价全国平均下调3分/千瓦时,缩减发电行业利润约1263亿元”,被媒体传得纷纷扬扬,引起了电力、煤炭等业内外的广泛关注。其实,作为电力人士,对新一轮煤电联动已有心理预期,知道发生将“不可避免”。但冷静思考之后,面对新常态、新电改、新的煤电形势,还是希望国家有关部门实施时能做到依法有据、统筹兼顾、科学合理。

  一. 煤电联动实施时间或为2016年1月或4月

  2012年12月25日,国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》(国办发〔2012〕57号),明确“继续实施并不断完善煤电价格联动机制,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消化煤价波动的比例由30%调整为10%。”

  今年9月23日,环渤海5500大卡动力煤价格继去年“破五”之后,又跌破400元大关,10月27日报收于380元,创了年内新低。尽管电煤价格的波幅在全国各省区差异很大,但下水煤确实触动了煤电联动条件。

  实施时间是否象媒体报道的一样,在“今年11月底前或年底前”呢?文件规定“以年度为周期”。我们可以有两种理解:一种以自然时间即1月1日至12月31日为一个周期;另一种以上次煤电联动为起始时间持续满一年为一个周期。众所周知,今年4月,国务院决定下调火电上网电价0.02元/千瓦时。按此推算,新一轮煤电联动,应该在2016年1月或4月。今年年底前的一段时间,主要是政府有关部门做好电价调整的前期准备工作,如开展调查、测算幅度、听取意见、讨论方案等。因此,煤电联动还是要依法有据,减少随意性,更不宜成为国家宏观调控、地方稳增长的临时工具。

  二. 关于与新电改进度、价改意见对接的问题

  煤电联动政策始于2004年底。当时,主要是为了缓解火电企业因煤炭价格上涨而采取的一项过渡性措施。为什么会产生煤电矛盾呢?其根源在于煤电管理体制、运行机制的根本差异,是政府计划体制与市场运行机制的摩擦冲突,是政府、煤企、电企、用户各方不断搏弈的结果。尽管期间进行了修改、调整,也推出了中国电煤价格指数,但必须符合近期国家价格机制改革的新精神。

  1.要与新电改方案、价改意见相对接

  今年3月15日,我国推出新电改方案。9号文把电价改革放在特别重要的位置,位列七大任务之首,要求电价机制改变“以政府定价为主”,“及时并合理”反映“用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度”,形成由市场决定电价的机制,构建“多买多卖”的电力市场体系,以价格信号引导资源有效开发和合理利用。一句话,实现“交易公平,价格合理”。

  10月12日,国家又发布了《关于推进价格机制改革的若干意见》,要求“加快推进能源价格市场化”,并确定了时间表,“到2017年,竞争性领域和环节价格基本放开”。“到2020年,市场决定价格机制基本完善”。具体到电价上,逐步减少交叉补贴,还原商品属性。有序放开上网电价和公益性以外的销售电价。单独核定输配电价。

  可见,实施现有的煤电联动政策,虽然有利于反映“用电成本”,但毕竟是临时性干预措施,多少还有使“电价回归政府定价、进行宏观调控、调节物价指数和产业利润”的嫌疑,显然与新电改方案、价改意见中“放开竞争性环节电价”、“建立主要由市场决定价格的机制”相违背。因此,确有必要在改革到位之前,“完善煤电价格联动机制和标杆电价体系”,使电力价格更好反映市场需求和成本变化。

  2.要与新电改的试点推进相衔接

  时至今日,新电改已逾半年,国家发改委又陆续出台了部分配套文件,在贵州、云南、内蒙、宁夏等省区已进入实操阶段。这些省区已开展直接交易、市场化定价,缩减发用电计划,探索建立电力市场,已实质性突破现有的煤电联动政策范畴,电价涨跌基于“协商定价”或“市场竞价”,已经反映了“用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度”,这种新的市场交易模式对电力企业、工商用户、政府部门将带来深刻影响。

  例如,从2010年5月6日开始,蒙西电网进行了建立电力多边交易市场探索,体现了“增量市场、三方参与、双向竞争、价差传导、模式开放”等特点。5年累计完成交易电量1199.93亿千瓦时,参与火电企业36户,为冶金、化工等用电企业折价0.1 -5.6分/千瓦时,平均2分/千瓦时。其中,2015年1-8月折价2.73分/千瓦时。

  再如,贵州省经信委组织电厂与大用户进行直供。2014年第一批定向直供合约20亿千瓦时,让价2分;第二轮签约电量60亿千瓦时,让价3分。2015年将完成250亿千瓦时,占市场份额18%,让价3分-0.12元。

  据最能反映电力市场化改革进程的某全国性发电集团统计,今年1-8月累计市场电量(直供电量、竞价电量、其他交易电量)已占集团全部发电量的11.3%,平均电价每千瓦时0.30元,比批复电价降低0.11元。可见,由于电力市场普遍过剩,部分省区、一些电厂无论是协商定价,还是市场竞价,火电企业均出现幅度不小的降价,在试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显,在实施煤电联动政策时必须对火电“市场电量”部分予以剔除。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广,现有的水、火电标杆电价体系与煤电联动模式,以及计划电量体系将会根本性改变。

  三. 关于煤电联动与电价结构调整问题

  2012年以来,火电上网电价进行过三次下调。2013年10月,下调电价0.9-2.5分/千瓦时,以解决可再能源基金不足,弥补脱硝、除尘成本不足;2014年9月,为疏导脱硝、除尘、超低排放等环保电价的结构性矛盾,下调电价0.93分/千瓦时。今年4月8日,国务院决定,为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、调整产业结构,下调电价2分/千瓦时,工商业用电价格下调电价1.8分/千瓦时。

  可见,三次调价均涉及电价结构的调整,只是前两次为了疏导环保电价、增加可再生能源补贴;第三次以煤电联动名义,降低了工商业用电价格,客观上起到减少交叉补贴,优化电价结构的作用。因此,本轮煤电联动,降低火电上网电价作何打算,引起专家学者和电力企业的高度关注。

  实施“绿色低碳”能源发展战略,是我国积极应对气候变化的必然选择。但是,我国清洁能源的发展还面临多种因素的制约,大多数新能源企业盈利状况都不理想:风电弃风限电严重,光电核心技术未突破、建设成本偏高;核电安全性受质疑,占比偏低;气电利用小时低,前景不明;水电开发转移到落后偏远的滇藏川地区,造价暴涨。

  受“优质资源,劣质电”的质疑,清洁能源(水电除外)电价普遍较高,随机性、间歇性特征明显,电网配套接纳积极性并不高。火电随着价格下调、煤炭的清洁高效利用以及超低排放改造,其经济性、稳定性的优势更加明显,环保问题不再突出,不排除短期内传统能源“逆替代”清洁能源的可能。我国可再生能源的补贴水平,较之德国等发达国家并不算高,今年补贴资金缺口300亿元以上,且2016年1月起开始随着发展规模的扩大,逐年下调光伏及风电标杆电价。

  鉴于以上情况,本轮煤电联动,降低火电上网电价,建议继续用于解决可再能源基金不足,提高新能源的补助标准,并适当用于火电大规模实行超低排放改造的费用补偿。当然,相应降低工商业用户电价也是一种选择。

  四. 关于煤电联动的综合平衡与煤电行业发展问题

  目前,发电行业已进入2002年电改以来经营业绩“最好时期”,也处在一个新的更高的“历史起点”。预计2015年五大发电集团利润有望达到1080亿元,创电改13年来之最。但是冷静思考,理性分析,2003-2007年发电行业基本是保本微利、勉强过日子;2008-2011年火电巨亏、“严寒四年”;2012-2015年,才转折向好,进入“黄金四年”。

  发电行业之所以出现“严寒四年”还是“黄金四年”,固然有多种因素,但与煤电产业运行机制的差异、煤电联动政策的“滞后”、“不到位”有相当关系。

  2008年:电煤价格暴涨,煤电矛盾大爆发,火电出现了历史上第一次全行业亏损;

  2009年:出现旷日持久的“煤电顶牛”事件

  2010-2011年:全国出现局部“电荒”和火电停机检修并存现象,煤企纷纷通过收购兼并进入电力行业。

  五大发电集团火电板块连亏4年,累计亏损达921亿元,在央企板块中“垫底”。当时整个发电行业负债高企、风险增大,可持续发展能力严重削弱,表现为“生存难,发展难,不能实现良性循环”。据统计,2004-2011年,我国煤价累计上涨幅度超过200%,而上网电价涨幅不到40%,期间对应的煤电联动历史欠帐每千瓦时约7-9分。当然,2012年煤炭市场反转以来,煤电联动也没有完全到位。与此同时,煤炭企业告别了“黄金十年”,随即进入全行业亏损局面。

  通过煤电矛盾的历史考察,不难发现:由于政策市场环境急剧变化,国家一些改革政策不配套,以及煤电双方的激烈搏弈,煤电产业大起大落,多次出现“一方暴利,另一方巨亏”的现象,对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成了不利影响。

  因此,实施新一轮煤电联动要吸取历史教训,统筹考虑、综合平衡。一是要考虑我国经济进入新常态后,企业转型升级、经济稳增长的需要;二是要考虑建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,实现“两个替代”,建设生态文明、打造美丽中国的需要;三是要考虑煤电行业出现的新情况、新问题,如产能过剩、需求下滑、盈亏分化、负债率偏高、环保标准更加严厉、发展前景不明、市场化改革力度加大等因素,着力构建“和谐共存、协调发展”的煤电产业新格局。

      关键词: 煤电联动