煤价飙升推动电价上调 市场化改革亟待推进

　　今年5月份，国家发展改革委员会对全国各省市实行“煤电价格联动”，相应提高了各省市区的销售电价。根据20 04年6月至2005年3月车板煤价预计上涨等情况，国家发改委核定江西的销售电价平均每千瓦时提高3.97分钱。其 中农业生产、农业排灌、中小化肥用电价格不调整；其他用电电价调整的标准为：居民生活用电上调3分钱，非居民照明用电 上调8分钱，其余各类用电上调5分钱。

　　煤价暴涨推着电价走

　　江西省物价局有关负责人说，这次电价调整，是根据国家煤电价格联动方案实施的，主要是解决2004年6月份以 来电煤价格上涨对发电企业造成的冲击，解决江西发电企业的经营困难。

　　为了遏制煤价过快上涨，在2005年度的全国重点煤炭产运需衔接会前，国家发改委制定了“2005年电煤订货 价格应以2004年9月底车板价为基础，上下浮动8%的原则。然而，对于煤炭企业来说，8%的幅度为电煤价格打开了一 个难得的上涨突破口。

　　面对煤价的暴涨和煤炭行业的涨价呼声，发电企业寸土必争。2005年春节前夕，在衔接会期间没有签下理想电煤 供应合同量的五大发电集团联合上书国家发改委，反映电煤供需合同未能有效衔接和价格上存在的诸多遗留问题。发电集团反 映的问题突出表现为：

　　一是电煤资源在衔接会上未得到有效衔接。衔接框架意见明确2005年直供电网电煤总量为4亿吨，但实际签订的 供需合同严重不足，尤其是7300万吨新增机组用煤衔接堪忧，兑现也存在不确定因素；二是价格涨幅大大突破国家发改委 电煤价格指导意见，将给整个电煤市场带来混乱，也给其他煤炭企业留下涨价空间；三是供需合同中价格条款存在遗留问题， 虽然签订了中长期合同，但煤炭企业要求合同中必须注明“执行价格另见补充协议”，为日后涨价预留空间，背离了发改委“ 必须根据电煤价格指导意见明确具体执行价格”的规定，对年度电煤价格控制极为不利；四是国家关于煤炭资源衔接“三优先 、三符合”的原则未能得到充分体现，电煤中长期协议未得到有效履行，原定价格再次被提高。 煤炭不让步，电厂 不买单。一些发电企业人士认为，对于饱受“缺煤”、“劣煤”困扰的火力发电厂来说，随行就市的市场煤价遇上国家控价的 计划电，矛盾自然异常尖锐。实行“电煤价格联动”，电厂理论上按照市价买煤多了一些操作空间。

　　这次全国性的电价调整，是给发电企业上网电价加价，电网经营企业分文未加。江西省发改委《关于江西电网实施煤 电价格联动有关问题的通知》明确指出：“实施煤电价格联动，取消超发电价，适当调整上网电价”。

　　记者了解到，此次电价调整后，江西发电企业现行平均上网电价为0.36元/千瓦时。东津水电厂、分宜发电厂等 的上网电价甚至达到了0.53元/千瓦时和0.47元/千瓦时，已超过了全省平均销售电价水平。

　　在“网厂分开”电力体制改革后，发电与供电已经分离，在生产经营和核算上都不是一家。上网电价超过销售电价， 就象商品流通中进货价高于卖出价，省电力公司每购进这些电厂一千瓦时电量，就要实实在在的亏损几分钱，出现“购销倒挂 ”现象。

　　为何有关部门在调整电价时只考虑给电厂上网加价而不给电网加价？

　　对此，有关的解释是：为发电企业消化煤炭采购成本。据了解，目前，相当一部分发电企业在煤炭价格暴涨的情况下 ，面临着严峻的亏损：一是由于煤炭价格大幅度上涨，发电企业成本上升，盈利减少甚至出现亏损。二是煤炭价格持续上涨， 而质量却不断下降。按照相同的价格，2004年电煤质量比2003年大幅度下降，其中煤灰含量已经增加到50%以上， 而锅炉设计标准要求煤灰含量最高不能超过30%。由于杂质含量严重超标，电厂的锅炉已经多次出现“群炉结焦”现象。

　　一位发电企业的经理说，煤电联动在一定程度上缓解了发电公司成本压力，但不能从根本上解决煤、电矛盾。煤炭涨 价形势不可逆转，控制发电公司发电成本是当务之急。

　　用电价格水涨船高

　　煤炭价格连续飙升，发电企业上网电价上调了，这最终反映到了电网销售电价上，社会用电价格自然就 “水涨船高 ”。

　　江西省发改委下发的关于江西电网实施煤电价格联动的通知明确，全省各类用户电价具体调整标准分别为： (一)农业生产、农业排灌和中小化肥生产用电价格不调整。

　　(二)国家产业政策鼓励类项目中，采用离子膜法工艺的氯碱生产用电和年产能10万吨以上的电解铝生产用电电价 适当少调，电度电价提价标准每千瓦时为2.5分钱。

　　(三)其余用户电价每千瓦时提价标准为：居民生活用电3分钱，非居民照明用电8分钱，其他各类用电5分钱。

　　(四)为保障低收入居民基本生活不受影响，对由各级民政部门认定的城镇低保户、农村特困救助户及五保户居民， 每户每用电量在30千瓦时内，凭县级以上民政部门发放的有关证件，仍按现行电价标准(每千瓦时0.56元)结算电费， 每月用电量超过30千瓦时部分，价格每千瓦时提高0.03元。

　　江西省发改委的《通知》还明确：趸售电价提高后，各趸售县电网在现行售电价格基础上居民生活用电价格每千瓦时 提高0.03元，非居民照明用电价格每千瓦时提高0.08元，商业、非工业、普通工业、大工业用电(电度电价)价格每 千瓦时提高0.05元。农业生产、农业排灌用电价格不调整；电解铝、铁合金、电石、煤碱、水泥、钢铁等6个高耗能行业 实行的差别电价政策和规范企业自备电厂有关价格、收费政策，仍按省发改委有关文件规定执行。

　　这次煤电价格联动，适应电煤价格上涨的客观形势，适当提高包括居民电价在内的销售电价，全部用于弥补发电企业 成本增支。按照电力成本合理均衡补偿的原则，本次煤电价格联动提高了居民用电价格每千瓦时3分钱。

　　根据《价格法》的规定，江西省发改委此前组织召开了居民电价听证会，参会有关人士指出，如果居民用电价格不调 整，将过度提高其他电价水平，势必影响我省工农业发展的大好局面，反过来也将影响居民的就业和生活水平，因此，适当提 高居民电价，合理分摊电煤价格上涨支出，是迫不得已而为之。省发改委的官员还指出，在这次电价调整中，江西省电力公司 体现了讲政治、顾大局的责任感。尽管省电力公司积累了诸多电价矛盾，在此方案中没有得到任何补偿，甚至按照国家发改委 的统一部署，电网企业还要承担部分支出(7500万元/年)，但为全省电力发展的大事计，省电力公司仍然表示了理解。

　　这次煤电价格联动提高了大部分用户的用电价格，对用电户用电影响不一。江西省电力公司市场营销部主管陈秋新告 诉记者，煤电价格联动，全省居民用电价格每千瓦时提高3分钱，对居民消费支出的影响不大。电价调整后，城镇普通家庭主 要用电设备是电灯、电视机、电冰箱、电饭煲、洗衣机及少量空调，月均用电量一般在100千瓦时左右，年均用电量为12 00千瓦时，本次电价调整后，这类家庭月增加电费支出3元，年增加电费支出36元；而城镇低收入家庭主要用电设备是电 灯、电视机、电饭煲、电冰箱以及电风扇。月均用电量一般在60千瓦时，年均用电量为720千瓦时，本次电价调整后，月 增加电费支出1.8元，年增加电费支出21.6元。而对用电较多的化工、电解铝、造纸将产生一定的影响。化工行业是用 电大户，电价上调直接增加了化工企业的生产成本。一般情况下，电力成本约占化工企业生产成本的10%。但这次调价是全 国性的统一联动，虽然各省联动价格略有不同，但对企业产品国内竞争力影响不大。因为大家都提价了，不会因用电成本影响 产品的竞争力，相反，还可以刺激企业下功夫节约用电，控制成本。

　　电价调整方案中，明确表示对农业用电不调整，体现出政府对农业的扶持倾向。因此对农业企业没有不利影响。对食 品饮料行业，会产生影响。但是食品饮料行业耗能不高，相比其它行业而言，受到的不利影响较小。

　　电网企业在“夹缝”中生存

　　就江西省发电形势而言，实施价格联动确有其必要性和紧迫性。发电企业因煤价不涨，发电积极性受到很大影响，电 网难以组织发电负荷。省电力公司为满足全省人民用电的需求，从外省求购高价电量，但毕竟杯水车薪，被迫实行拉闸限电。 2004年全年拉限电12858条次，拉限电量1.64亿千瓦时；今年一季度，拉闸11011条次，拉限电量3.22 亿千瓦时。长此以往，将严重影响我省国民经济的发展，影响形势大好的招商引资环境，影响广大人民不断提高的生活水平。

　　在这次煤电联动中，作为电网企业的江西省电力公司，将面临着巨大的经营压力和市场风险。首先是这次电价调整省 电力公司没有得到一分一厘钱，而且以江西电网年售电量300亿计算，每年将增加购电成本11.59亿元。而且江西省是 个农业省份，占12%的农村用电价格要交叉补偿，穷困落后地区的农业排灌用电每千瓦时只有0.3元，省电力公司要作出 巨大的让利。

　　多年来，尽管江西省电力公司通过不断强化内部管理，严格控制各项成本支出。但由于电网电价矛盾突出，目前还面 临十分困难的经营局面。江西电网企业经营状况的严峻性具体表现为“三大三小”：

　　一是资产总量大而获利能力小。江西电网覆盖全省，目前拥有资产总量近300亿元，比全省所有发电企业资产总量 还要大，但赢利能力却十分低，且连年下滑，目前已处于亏损边缘。2002年利润为10352万元，2003年利润为5 141万元，2004年下滑至1897万元，还不及省内一个30万千瓦机组发电企业年利润水平的零头。目前江西省电力 公司利润水平在国家电网公司各省公司中排名倒数第三位，仅高于青海和新疆两省区，占华中电网公司利润总额的0.98% ，这种局面与给省的地理位置及电网资产规模极不相称。

　　二是潜亏挂帐数额大而消化能力小。截止到2004年，江西省电力公司尚有75318万元潜亏挂帐，主要是电费 坏帐损失，加上电网企业目前仍然保留了电力行业的各种辅业负担，以及减轻农民电费压力的重任，严重影响了电网企业正常 经营和发展。而目前的年度利润微乎其微，实在没有任何消化能力。

　　三是负债数额大而投融资能力小。随着城乡电网改造的不断加大投入，至2004年底，江西省电力公司负债总额已 达到184.36亿元，资产负债率达到79.78%，居国家电网公司系统前列，远远高出了企业正常经营的警戒线。巨大 的债务带来了沉重的财务压力，而目前，电网折旧资金需要用于迎峰度夏等技改投入，无法偿还债务，加上面临主网架向50 0千伏过渡以及县城电网改造的大量投入，至2010年约需电网建设资金160亿元，企业负债将进一步增加，企业经营风 险将进一步加剧。

　　一位多年研究电价问题的专家指出，造成电网企业经营十分困难的主要原因之一是电价机制不顺。应该说，目前江西 省广大用户承担的电价水平并不低。但由于该省发电企业发电成本明显过高，致使电网企业购售电差价明显低于周边省份，比 国家电网公司平均水平低1.12分/千瓦时，造成电网企业缺乏创利基础。

　　近几年，江西省电力公司以“三抓一创”(抓发展、抓管理、抓队伍、创一流)“工作思路为主线，从内外着手，从 细节抓起，层层强化内部管理，维护费用一直控制在1998年的水平，供电线损率控制在全国先进水平，员工自用电也明确 按照国家电价标准缴费，但由于购售电差价被不断挤占，无法从根本上改变省电力公司濒临亏损的局面。至2004年止，电 网企业累计积累了很多电网还本付息电价矛盾，加上即将全面建设的500千伏网架和电厂外送工程，电网电价矛盾将更加突 出。

　　根据江西上网电价与销售电价的构成来分析，记者发现，现行江西电网电价结构确实不合理：目前江西现行平均上网 电价0.36元/千瓦时，平均销售电价0.44元/千瓦时，江西电网输配电价只有0.08元/千瓦时(含税)而相邻的 湖北省也是能源缺乏省份，但电厂平均上网电价只有0.30元/千瓦时；而国际上电价组成，按上网电价与输配电价5：5 的比例，电网输配电价是0.22元/千瓦时；按6：4的比例，输配电价应是0.176元/千瓦时；按7：3的比例，输 配电价也有0.132元/千瓦时，而江西电网输配电价只有8分钱，全国大部分省份都比江西高。同时电网企业不仅要承担 调峰责任，还要承担峰谷电价的损失，在上网电价上调和销售电价调整过程中，电网企业这次不仅分文未加，而且还受到上网 电价提高和新增电费回收的“挤压”，生存压力进一步加大。

　　期待电价改革市场化

　　煤电价格联动早就由于无法准确衡量电厂成本效率而为人们所诟病的成本法，将再次以行政法规的手段而不得不继续 采用下去。这种情况下，今后将如何继续进行电价的市场化改革呢？一个明显的冲突是，在同一个电网公司，不同电厂的上网 电价必须依据竞价原则来确定。如果竞价的结果高于或者低于煤电价格联动之后的价格，那么就应该判罚谁违背了煤电价格联 动机制的规定。已经试行竞价上网的东北电网和华东电网，让人们看到了电价改革的曙光。

　　专家指出，现在电力竞价上网尚不具备条件，在不具备电力竞价上网的情况下推行煤电联动不是真正的煤电联动。“ 联动机制”的要点有三：一是用于发电的电煤价格上涨幅度控制在8%以内；二是电煤价格累计上涨5%时，电价相应上涨一 次，但农业电价、居民电价等保持相对稳定；三是煤炭涨价的30%由电力企业内部消化。应该说，这一政策设计的本意是利 益价格杠杆，调控煤价和电价，防止煤价、电价大幅度的波动。同时，给煤炭企业、发电企业一定的价格上涨空间，以调动他 们的生产积极性。从这一角度上说，“联动机制”似乎既有可行性，也有合理性。

　　但有专家认为，电力企业消化煤炭涨价成本，除内部加强管理、降低消耗外，也需要外部环境的配套改革，这包括建 立市场化的电价机制，以及电力行业与煤炭行业改革的同步进行。煤、电两大行业之间存在的矛盾，深刻反映出行业间改革的 不同步、市场准入的行政性限制等突出问题。以电力行业而言，引入市场化竞争机制尤为重要。以“竞价上网”为主的电价改 革已经起步，只有在终端电价上引入竞争，才能使发电企业转向市场竞争。同时，地方保护盛行，也使煤矿行业长期处于无序 竞争的边缘，政府应积极促进煤炭企业的整合，在全国目前的2万多家煤矿中联合形成一批有实力的煤炭集团，来提升竞争层 次，让煤、电两个行业真正处于一个公平、良好的市场环境中，促进双方良好协调关系的建立，实现真正的互动。

　　电力专家认为，要想根本解决煤电供应紧张和价格之争，关键是要加快电力体制改革，实现竞价上网，形成市场化的 价格机制，最终形成市场化的“煤电联动”。