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煤电矛盾原因何在？

煤炭资讯网

2009-9-1 14:53:06焦点话题




电煤价格、上网电价、销售电价到底是高还是低？煤矿、电厂、电网、用户从各自的角度出发，“横看成岭侧成峰”，各方不可能达成共识，也就无法制定行政调价方案。为识“庐山”真面目，还需要跳出现行价格体系的局限，从煤、电、运产业链整体以及政府行为的角度，对形成矛盾的机理进行考察。　　第一，已经放开的“市场煤”机制并不完善，推动了煤炭价格虚高。从1993年开始，国家逐步放开了煤炭价格，但是至今，电煤交易仍被分割为行政办法规定的重点订货合同交易和市场采购两个完全不同的市场，没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则。电煤重点订货合同交易量约占全部电煤用量的 60%左右，通过每年一度的全国煤炭订货会签订年度合同。这是依稀可见的计划经济条件下的订货模式。近年来，煤炭订货会改称重点煤炭产运需衔接会，基本上由国家提出框架性意见，要求企业自主订货、行业协会汇总。每次产运需衔接会实际上变成了煤电两大阵营的集中博弈会，煤电双方各自联手、唇枪舌战，很少能顺利达成共识。当矛盾积累到一定程度后，由政府出面协调确定交易价格。煤炭订货会从开始的有价有量，到有量无价，到今年的无价无量，作用已十分有限，合同履约率也逐年降低。　　进入新世纪以来，电煤产量与火电装机同步增长，在实物量上是平衡的，即使在去年迎峰度夏的关键时候，秦皇岛港的存煤仍处于700万吨左右的“黄金存量”，几乎没有电厂因为缺煤而停机。那么，为什么电煤价格还会大幅上涨？为什么占煤炭消费量近50%的钢铁化工建材行业，在国家不实行“煤钢联动”、“煤化工联动”的情况下，也没有出现煤炭和产品的轮番涨价现象？这主要是电煤市场“双轨制”下，价格信号处于失真状态，一些企业和个人利用重点合同价与市场价的价差倒买倒卖，各种中间环节层层加价，产、运、供、需衔接屡屡陷入困境。加上电煤是一种价格弹性较小的大宗商品，市场一旦出现供给不足的信号，就会导致煤炭价格一涨再涨，电力企业只能让煤价牵着鼻子走。　　第二，电煤物流中间环节多，铁道运力市场化程度低，成为煤炭加价的重要因素。我国煤炭资源主要分布在华北、西北地区，消费地集中在东南沿海发达地区。电煤主要从北方产地出发，经公路、铁路运输，集结至北方沿海港口，再经水路运往东南沿海地区。总体上看，我国电煤物流环节较多、管理方式粗放、效率低下、市场透明度低，物流成本已达到电煤消费价格的30%～60%，下游企业不堪重负。电煤运输的瓶颈主要是铁路。电煤运输大约占全国铁路货运量的一半以上，铁路运煤分为计划内车皮和计划外车皮。2007年铁路计划内煤炭运力是8.4亿吨，其中电煤6.4亿吨。计划内运煤合同执行率仅有70%～80%，而实际铁路煤炭运量达14亿吨。计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价，很多铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。煤炭供需关系越紧张，运输中间环节的放大作用越明显，这也是去年迎峰度夏时节，山西煤运到秦皇岛价格翻一番的重要原因。　　第三，尚未放开的“计划电”无法建立起市场价格传导机制，提高了成本和中间加价，压缩了电厂利润空间。2002年以厂网分开为标志的电力体制改革，只在发电环节打破了垄断，开始引入竞争机制，与国务院确定的电力市场化改革目标还有相当大的差距。电力工业总体上没有摆脱计划经济体制的束缚。　　电价由政府制定。目前，发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，仍由政府部门行政审批决定，定价的基本依据是“合理成本加合理利润”。从定价机制上看，发电企业和电网企业向国家上报的成本越高，国家批复的上网电价、销售电价（含输配电价）就越高；反之亦然。这就在事实上鼓励企业人为抬高或虚报建设和运行成本。尽管目前新投产的火电项目已执行标杆电价，部分电厂开始消除“一厂一价”或“一机一价”，但电力定价机制本质上还是依靠政府部门对企业申报成本的主观判断。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，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。　　发电量按计划分配。我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的传统办法，即由政府部门对各个机组平均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。这种计划调度方式鼓励了高耗能的小型燃煤、燃油火电机组的发展，与国家节能减排、优化必威手机登陆在线网页结构的方向背道而驰。在实际执行中，发电量又有计划内和计划外之分，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。因此，火电厂多发电未必会多收益，这也在很大程度上影响了发电企业和电网公司的关系。　　电力交易实行“统购统销”。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，电网公司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公司利用自然垄断优势，向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。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，而工业企业实际用电成本可以达到0.6～0.7元/千瓦时，商业企业为0.7～0.8元/千瓦时，甚至更高。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。　　第四，地方政府为获取资源收益，开征各种名目的收费，推动了电煤价格上涨。电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费名目繁多，占煤价的比重越来越高，对出省煤炭更是如此。以山西为例，煤炭企业每生产一吨煤，除按国家规定向税务部门缴纳20元左右的必威手机登陆在线网页可持续发展基金外，还要缴纳统配矿管理费、地方煤矿维简费、中小学危房改造资金、林业建设基金等收费；对铁路运输和公路外运的煤炭收取每吨煤炭价格2.5%的运销服务费；通过公路运输的，向煤矿收取1.5%的管理费；通过火车运输的，向煤矿收取4%的代销费（3%的管理费和1%的损耗费）。煤炭出省还要另外征收“出省费”。即使在产煤省，各市县的收费项目和金额也没有统一标准，煤价高企时政府收费收入就多；煤价降低时，政府收费收入有所减少。现在，地方政府已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，去年以来，甚至一些地方出台了“限产保价”措施，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。

来源：中国经济导报　作者：范必

编辑：徐悉

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