传电价上调方案近期公布

　　市场预计上网电价约涨0.02元/千瓦时，或缓解用电紧张局面

　　电价上调风声再起。周五有消息称，国家有关部门本周一开始组织地方相关部门及电力企业代表共同商议电价调整方案。市场普遍预计，此次上网电价调整幅度在0.02元/千瓦时左右，调整覆盖的地区较广，方案可能近期对外公布。业内人士认为，上调上网电价或缓解冬季用电紧张局面。

　　机构也纷纷给出上调电价预期。花旗于近期发布研究报告预计，发改委近期将会宣布上调电价，以改善发电企业火电业务亏损的现状。不过，瑞银的分析师徐颖真对媒体预计，明年第二季度是合适的上调窗口，涨幅可能为0.02元/千瓦时。

　　此前山西多家电厂负责人集体赴京，代表山西部分电厂向国家相关部门提出了调高电价的建议。而公开消息称，发改委态度摇摆不定。

　　今年4月10日曾上调11个省份的火电上网电价0.01元/千瓦时，两个月后，15个省市的工商业、农业用电价格平均上调了0.067元/千瓦时。市场人士说，这次调整也将会沿袭先调上网电价再调销售电价的规律，不会“惊动”居民的用电价格。

　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，上网电价调整2分左右，对实体经济造成的影响是有限的，但对目前“连连叫亏”的火电发电企业来说有扭亏为盈的可能。也有业内指出，因煤价上涨过快，不少火电企业借停机检修之名减少机组运行时间，为保冬季电力供应，上调上网电价也是必然之举。

　　电监会也指出，四季度和迎峰度冬期间，全国电力缺口约2600万千瓦。预计今后一段时间煤价仍将维持高位运行，部分地区将出现电煤供应紧张的局面。如果电煤供应得不到保障以及遇到严寒气候条件，电力缺口有可能进一步扩大。

　　记者了解到，广东省第四季度用电形势也较为严峻。据广东省经信委预计，继三季度用电紧张后，四季度西电送广东省电力电量仍将大幅减送，电力缺口在750万千瓦左右，电量缺口约35亿千瓦。

　　郎咸平PK中电联

　　电企是否亏损?

　　第一轮

　　●郎咸平点火：上市公司半年报根本没有亏损

　　●中电联接招：上市公司效益不代表亏损现实

　　10月27日，中国电力企业联合会发布报告，预测今冬明春全国最大电力缺口将达3000万-4000万千瓦，超出电监会预计的2600万千瓦。报告还称五大发电集团上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。

　　对此，经济学家郎咸平本月撰文炮轰“五大电厂根本没有亏损”，“涨价不是解决方案”。

　　郎咸平的依据为五大发电集团旗下的上市公司半年报。华电国际上半年净利润是1.18亿元，华能国际为11.78亿元，国电电力是11.4亿元，上海电力是1.83亿元，大唐发电是8.54亿元。“它们都是赚钱的。”

　　郎咸平表示，倒卖煤炭成电企的秘密之一。“签100吨的煤，实际上只用一半，另外一半的煤以每吨500元加价卖给中间商，然后这些中间商可能会加100元后再卖给贸易商……发电太麻烦，挣钱太慢，倒卖煤炭赚钱会快一些。”

　　同时他指出，电厂燃煤效率非常低。“意大利、日本、韩国每一千瓦用煤是300克，我们是350克。”他建议，取消计划内和计划外的用电，并大面积下降电价。

　　对此，中电联回应称“有失偏颇”。中电联认为这些资产优质的上市公司的效益情况不能完全反映出五大发电集团的火电业务整体亏损现实。

　　该机构称，这些上市公司属于五大发电集团中的优质资产，非上市部分电厂经营则普遍比较困难，这些资产大多分布在中部、东北和西部地区等上网电价较低的地方，无法承受煤价上涨的成本压力，绝大部分已陷入巨额亏损境地。

　　对倒卖煤一事，中电联负责人认为，7亿吨左右的全国重点电煤合同量，这些合同煤不到电厂全年耗煤的40%，还另需采购更贵的市场煤。在合同煤与市场煤价差拉大的情况下，合同兑现率呈现下降趋势，约50%左右。

　　第二轮

　　●郎咸平再驳：中西部煤价成本低

　　●中电联回应：应和标杆电价比照

　　对中电联中西部亏损的解释，郎咸平并不认可，并于21日在微博上继续回击。郎咸平称：“不同地方煤价不一样啊!别的地方电价虽然没华东贵，但煤价成本更便宜啊，以一吨5500大卡动力煤为例，华东的价格是852元，黑龙江双鸭山是690元……”

　　郎咸平还称，此前中国煤炭工业协会副会长姜志敏称重点电煤合同兑现率高达90%以上。“我非常好奇中间这50%进了谁的腰包?”他甚至认为，压缩电网利润，电费还有下降空间。

　　对此，中电联副秘书长欧阳昌裕接受媒体采访时指出，“如果郎教授能花时间仔细研究一下电力行业后再发表观点，效果会更好。”

　　欧阳昌裕称，煤价差异的确存在，但“郎教授应该把煤价和标杆电价比照起来看，才能真正了解问题的核心。”各地区的燃煤发电机组脱硫标杆上网电价是不同的，华东地区的标杆电价总体至少高于华中地区0.1元/度。过去中西部的标杆电价是依据更低的煤价而制定的，因此即使上述地区煤价再便宜，总成本还是要超过标杆电价的。

　　同时，欧阳昌裕指出，中国机组效率参差不齐，机组平均煤耗必然无法和上述发达国家的先进煤耗水平相比。

　　电价调控去行政化悬而未决 多种版本坊间流传

　　调，还是不调?

　　在官方公布电价调整方案之前，市场预期已经火热。目前，已有多种调价版本在坊间流传，为亏损面不断挠头的火电企业热切盼望电价上调信息。

　　然而，即便发改委果真着手调整电价，也只能是权宜之计，国内还缺少市场化的定价机制，电价和煤价的去行政化干预进程，仍然路漫漫。目前上网电价、输配电价和销售电价都主要由政府定价。

　　国务院发展研究中心产业部部长冯飞建议：“电价改革的同时，应同步推进电力体制改革。建立以市场为主导，反映供求关系、资源稀缺性、环境成本的价格形成机制。政府应该从价格管理中退出。” 采访中业内人士也直言，市场化改革是缓解煤电矛盾的理想路径。

　　但一位不便具名的电力行业研究人士称：“目前没有迹象显示，国家将放手电价管理权，交给市场定价。电力体制改革停在半路上，厂网分开后，竞价上网没有实施;主辅分离、主多分离不彻底，输配电价核定办法没有出台。”

　　在市场化未竟前，以上调电价弥补电厂损失，变得迫切。

　　“如果上网电价不调整，火电因亏损停机规模将扩大，电力投资积极性下降。取而代之的是紧张的‘电荒’局势，明年3、4月份水电出力不足，‘电荒’将加剧”上述人士担忧。

　　电价调控“去行政化”悬而未决

　　“调价方案”多版本

　　电价调整与否仍迷雾重重。

　　此前，媒体引述国家发改委官员表述，称全国上调电价方案将于近期公布，市场对调价预期大为增强;随后发改委价格司官员出面辟谣，称尚无方案上报。

　　尽管如此，电力企业、舆论和机构对调价的期待未见消减。接近国家电监会人士向记者证实，电监会与相关部门的确在商定电价调整方案，调整时间及幅度，需要经过国务院最终审批。

　　在官方版本面世前，种种调价方案已经在市场流传。

　　有华能水电开发人士告诉记者：“业内流传上网电价每度将上调4分，用以清算历史旧账。”另有电力行业人士说，“12月1日，上网电价每度上调2.7分。”

　　山西电力协会人士告诉本报：“山西电厂上网电价每度上调6分钱才能实现盈亏平衡。南方上网电价普遍偏高，提高2-3分钱便可实现盈亏平衡。”

　　中电联行业研究人士认为，由于火电、水电发电成本上涨等因素，“十二五”全国上网电价和销售电价总体呈上涨趋势，预计，“十二五”煤电平均成本上涨约5分/千瓦时。

　　该人士称，参考“十一五”电价增长情况，预计“十二五”平均上网电价可能达到0.44元/千瓦时，平均销售电价可能达到0.64元/千瓦时。而2010年，全国平均上网电价0.38元/千瓦时，平均销售电价0.57元/千瓦时。

　　11月24日，投行花旗发布研究报告称，“预计发改委近期将上调电价，以改善发电企业火电业务亏损的现状。”同日，山西13电厂负责人进京反映调价诉求，但无功而返。

　　让他们挠头不已的火电亏损已经成为行业共识。不久前中电投出让旗下漳泽电力，成为电力行业亏损的代表事件。11月25日，有华能中层管理者向记者表示因亏损，而无法完成国资委业绩考核的担忧。

　　1-10月份，全国电力工程建设完成投资5334亿元，同比增长8.0%;但火电同比下降17.9%。同期，火电新开工规模比上年同期减少1443万千瓦，同比下降49.4%。

　　颓势之下，包括五大电力在内的电力企业希望通过调电价缓解矛盾。一位知情人士近日证实，最近国资委已派出工作组就电力央企巨亏问题调研并报国务院。

　　博弈煤炭“限价令”

　　在电价调整方案最终证实并揭幕前，发改委开始着手控制煤价。

　　近日，发改委会同神华、中煤等重点企业召开会议，要求2012年年度重点合同煤价格最高可上调5%;北方港口5500大卡热量的电煤现货价格不得高于800元/吨。

　　环渤海动力煤价格指数显示，自2011年4月20日以来，环渤海5500大卡动力煤综合平均价格均在800元/吨以上，最高价格在850元/吨以上。这意味着，如果煤炭企业执行限价政策，煤价将低于现行市场价格。

　　发改委希望神华、中煤等大型煤炭企业做出表率，“带头稳定煤炭价格稳定，承担社会责任”。在地方，贵州、新疆等地的煤价限制措施也接连不断。

　　然而这样的调控，市场会否买单?

　　内蒙古一位煤炭中间商直陈：“现在出台限价措施只会扰乱目前的煤炭市场，受损的将是买卖双方。煤炭限价能否落实需要看明年经济增长情况，如果经济增速放缓，物价下降，煤价自然会下跌。”

　　之前的煤炭“限价令”也未必达到预期。2008年6月和8月，国家发改委曾连续两次限制煤炭销售价格;2010年底，发改委下发通知要求2011年煤炭重点合同价格不得高于2010年水平。从效果看，限价政策未能抑制煤价上涨。

　　双轨制的煤炭价格，外加行政干预让煤炭企业颇有怨言。粗略估算，2010年全国发电用原煤大概17亿吨，其中约30%左右为计划重点合同煤，价格比市场煤价低100到200元。据此计算，因执行重点电煤合同，煤炭企业将至少有500亿元价值流失。

　　行政干预带来的市场混乱显然，“由于计划煤价格低于市场，煤企合同兑现率低，且有掺杂使假行为，使煤质下降。”一位电力行业燃料管理人士说。

　　煤炭企业正通过不同途径反映自身诉求。中国煤炭工业协会在《关于“十二五”促进煤炭工业结构调整指导意见》中建议，国家应深化煤炭市场化改革和煤炭流通体制改革，推行铁路市场化配置，逐步取消取重点电煤合同。

　　未竟的煤电联动

　　在电力向市场化过渡时期，更多的呼声围绕“煤电联动”。

　　煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整上网电价。

　　一位资深电力研究人士说：“煤电联动是电力体制改革的过渡方案，曾经为煤企、电企和用户制定了明确的游戏规则。但在执行的过程中大打折扣，随着煤价一路飙升，决策部门因种种顾虑中止联动政策，这造成煤电企业连年亏损，而且错过了通过电价引导电力消费、推进煤电协调发展的机会。”

　　反映在价格上，近年来的电价并不能及时且灵活反映煤价变化。

　　本报记者从权威电力研究机构获取的资料显示，根据煤价涨幅、煤电联动机制和输配电成本增加等因素测算，目前销售电价欠账约5.29分/千瓦时，其中，煤电上网电价欠账3.38分/千瓦时，输配电价欠账2.41分/千瓦时。

　　专家指出，长远看来，加快能源经济体制改革是缓解煤电矛盾的根本方法。本报记者从参与能源“十二五”规划人士处获悉，规划突出强调制度和机制改革创新，改革思路是用市场手段解决资源、环境的约束，政府减少行政调控。

　　中电联在《中国电力行业发展规划研究报告2011》中提到，要发挥市场调节发电电价的作用，完成从标杆电价管理过渡到通过电源市场招标确定投资主体和发电容量电价，简言之，交易市场竞争形成电量电价。

　　无论煤企还是电企，市场化改革都是最终方向，但改革的决心还需在反复博弈中磨砺。

　　专家指出，在“十二五”期间能否最终出台行之有效的措施仍待观察，有资深电力人士看法悲观：“政府不会放手电力项目审批、价格管制，至少五年内电力不会完全市场化。”(21世纪经济报道 王秀强)