主题：发改委：电价市场化需四环节

李俊峰:若实现电价市场化需四环节
2011-11-25 06:55:29 中国能源网 　微博评论 浏览次数：24字号：T|T【中国能源网讯】据悉，国家有关部门日前召集地方相关部门及各电力企业代表进京商讨电价调整方案，方案具体细则还未对外公布，但据透露，上网电价预计将上调0.025元/千瓦时。

此前，市场对电价上调的预期就十分强烈，除去现实中电企亏损、用电缺口较大等原因外，更有对推进资源价格改革的期待。“推进资源价格改革是‘十二五’期间的重头戏，也是未来方向。”

据统计，从2008年7月起，我国先后5次上调电价。目前在我国，无论是上网电价还是销售电价仍然实行政府统一定价。“电价改革的最终方向是实现电力价格市场化。”发改委能源研究所副所长李俊峰认为，电价改革是整个能源体制改革中的重要一环。“是‘十二五’期间的重点工作，我们也在讨论和研究方案，这是牵一发而动全身的大变革。”他说。

李俊峰认为，若要实现电价市场化，需要从发电、输电、配电和售电四个环节都参与市场定价，从而形成最终电价。

业内人士认为，目前电价上调预期日益增强，表面上看是煤电矛盾激化、电企积极性下降等原因造成的，但从更深层次来看，则反映出电价形成机制变革的需求日益强烈。



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中国火电生死线
2011-11-24 12:32:14 时代周报 作者：梅岭 　微博评论 浏览次数：220字号：T|T电荒，会大规模来到吗？

当下，如果把这一问题抛给国内五大发电集团，他们定会给你一个肯定的答案。时近2011年年末，华能、大唐、华电、国电、中国电力五大电力集团纷纷哭穷，勾画出了一幅自2008年始的电力行业乱象。

今年“两会”期间，大唐集团原总经理翟若愚在递交的提案中公开“喊穷”：从2008年开始，五大电力集团累计总亏损额达602.57亿元，其中大唐电力亏损累计85.45亿元。年末已至，他等来的却是大唐电力将成为今年亏损最大的央企，以及大唐集团内部人员所言“我们可能会破产”的消息。

10月末，中电投集团旗下上市公司漳泽电力再次回到了地方国企的手中，在连续巨亏了两年后，中电投“被迫”将漳泽电力(000767,股吧)控股权转让予山西大同煤业(601001,股吧)，成为五大电力集团旗下深陷亏损的火电上市公司控股权出让的第一例。

11月11日，国电集团总经理朱永芃表示：今年国电集团的高科技、煤炭、物资物流等相关产业以1/6的资产量创下了3/4的利润，而占5/6的火电本行，亏损严重。11月，华能集团内部人士表示：虽然与夏季相比集团亏损面没有扩大，但还是亏损。长此下去，家底会被耗光。

火电行业几大巨头的纷纷哭穷背后，是这样一组数据：截至目前，国内火电企业的亏损面已超过50%，资不抵债的企业占比20%，60万千瓦以上的机组可以稍微保障微利外，其他火电厂基本处于亏损状态。

占比国内发电80%的火电，从各大电厂公开数据来看，可谓逼近“生死线”。追溯“罪魁祸首”，五大电力集团纷纷将矛头指向煤炭价格不断攀高背后的“市场煤、计划电”不平衡状态。对此，煤炭业却“一脸委屈”，不断申明与己无关。

如此，呈现在市场面前的，则是以下火电产业链百态：电力企业不断哭穷、煤炭企业不断抱屈、电网对此均未表态，当五大电厂提出只有提高电价才能保持盈利后，发改委却因已居高的CPI犹豫不决，态度模棱两可……

未果之下，五大电力集团只能“无奈”表示：“电荒年年有，今年特别重。”同时，手握国内80%发电量，且供不应求的火电行业是真亏损，还是“中石化式亏损”？也成为市场关注的问题。

大唐30家电厂负债超100%

没钱、无足够储备煤、银行避而远之、破产。如若不是当下五大电力一起“叫穷”，上述情况会与我国内地第一家在伦敦、香港上市的大唐集团联系在一起吗？然而，这些却是大唐集团某负责人对媒体的公开表态。

近日，一则“山西某电厂经理失踪，2台60万千瓦机组停机”的消息在业内不胫而走。随后大唐集团运城电厂总经理王英出面澄清自己“被失踪”的疑云后承认：“前一段时间我们两台机组是停了很久，"失踪"夸大了，但是躲债是有的。”

作为大唐集团旗下上市公司大唐电力的控股电厂，大唐运城电厂可谓一出生就成为了大唐集团亏损的一个缩影。2007年10月，大唐运城电厂投产，为山西当地唯一大规模的电厂。2008年始煤炭涨价，运城电厂当年便亏损1亿元。至今已亏损超过20亿元，成为大唐集团旗下的亏损大户。

11月6日，山西中南部13家电厂给山西省电力协会写去一份“求救信”：13家电厂燃料欠账已达37.95亿元，已很难从煤矿赊购到电煤，临近年底，由于燃料欠款及银行还贷等压力，一些企业不得不过上“逃债”、“躲债”的日子。

作为全国发电企业亏损的“重灾区”，山西省今年8-12月，中南部电厂面临到期还贷62.86亿元。而大唐运城电厂据悉已向相关银行去函，表示已无力偿还今年年底到期的贷款，目前已有三家供应商因此与其走上法律程序。

据悉，目前运城电厂欠款达4亿元，其中燃料款为2.6亿元。运城电厂总经理王英表示：“电厂成立后从来没有盈利过，8个多亿资本金全赔进去了，后来又搭进去10亿元，我们的资产负债率已超过了130%，我们几个电厂经理打电话都会问又到哪里躲债去了。”

大唐运城电力的亏损，为大唐集团亏损代表之一。据大唐电力2011年三季报显示：期内大唐集团利润总额为-29亿元，财务费用这一项高达146亿元，增速高达27%。

作为火电企业，平均煤炭库存应为15天，而目前大唐旗下电厂平均煤炭库存仅够5-6天，低于7天的最低警戒线。大唐内部人士则表示：“企业不能再亏了，大部分电厂已开始掺烧劣质煤，员工已开始降工资了，照这样下去，离破产不远了。”

截至目前，大唐集团亏损面已达到67%，资产负债率为88.7%，高出70%左右的正常水平。旗下30家亏损严重的电厂负债率超过100%，可谓严重资不抵债。而据大唐集团相关负责人对媒体表态：今年全年集团亏损将达40多亿元，极有可能成为今年亏损最大的央企。

五大电力三年巨亏600亿

曾经，手中握有主动权的电力行业是按照“低煤价、低电价核定”进行核定，当煤价放开市场化后，从2008年出现大幅度上涨，一切也就此改变。

今年10月18日，漳泽电力资产重组方案最终定音。作为山西省电力公司成立的地方电力公司，在2003年电力行业厂网分离的背景下，地方电力公司漳泽电力的控股权无偿划转至中电投集团旗下。

8年后，位列A股十大亏损股的漳泽电力，再次回到了山西省。山西大同煤业通过向漳泽电力注入其四家电厂及两家煤矿，取代中电投成为漳泽电力的控股股东。在2010年，漳泽电力亏损高达7.49亿元。今年上半年继续报亏3.14亿元。

由地方收归中央，再因亏损过度回到归属于山西国资委旗下的同煤集团，漳泽电力成为哀鸿遍野的火电行业的代表案例之一。据同花顺(300033,股吧)数据显示：申万分类的27家火电类上市公司，今年前三季度归属母公司股东的净利润为71.67亿元，同比减少28.15%。5家龙头公司净利润只有3.55亿元，同比下滑54%。

在国务院国资委公布统计数据中，2010年，五大电企总资产高达3.3万亿元，五大电力央企归属于母公司所有者的净利润总计仅0.6亿元。也就是说，平均每家电力央企净利润只有1200万元。

中电联发布的行业报告显示：截至今年7月份，五大电力集团业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元，其中火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元。而从2008-2010年这三年间，仅五大电企火电累计亏损额就达到602.57亿元。

“2008年至今火电企业亏损严重的主要原因是电力体制改革落后于煤炭市场改革，导致煤电价格不同步。煤炭价格受需求拉动持续上涨，导致火电企业购煤成本不断上升，但上网电价却并未出现大幅上涨，导致火电企业不得不自我消化煤价上涨带来的成本压力，今年的煤电矛盾更加严重。”中投顾问能源行业研究员任浩宁对时代周报记者表示。

“市场煤、计划电”的恶性循环

“亏损严重一是业务中火电比例较高，今年煤价持续上涨，购煤成本不断上升，导致其负债率随之上升。二是目前火电行业的亏损局面导致银行不愿意为火电企业提供贷款，发电企业的资金压力持续紧张。三是火电业务的持续亏损导致企业发电积极投资新能源以及煤炭等其他业务，积极的扩张政策导致其负债率大幅上升。”中投顾问能源行业研究员任浩宁对时代周报记者表示。

据业内人士介绍：目前在火电发电成本中，煤炭占总成本的70%，自2002年中国电力工业实行“厂网分开、竞价上网改革”后，各电力集团维持基本电力生产的有约7亿吨的重点电煤合同。但在煤价市场化的背景下，合同煤与市场煤之间差价较大，目前合同电煤兑现率仅为30%-50%。

处于市场化环境下的煤炭价格，则从2003年后开始持续上涨。2002年，国内煤炭实际价格约为150元/吨，如今煤炭价格已为9年前的7倍，市场中，7000大卡的标煤价格每吨已超千元，广东地区的标准煤价格更是达到了1226元/吨。在这样的背景下，“计划电”同期涨幅仅为32%。

今年三季度，据沪深股市数据显示，火电行业净利润下滑和亏损企业占比达80%，为亏损最严重行业，而煤炭板块同期营业收入则增长34.8%。“煤电联动之所以困难是因为它涉及到电力体制的改革，而电力体制改革必须要打破电网企业垄断，实现输配分离。短期来看，实现这样的目标难度极高，这也决定了煤电联动难以取得实质性进展。”任浩宁对时代周报记者表示。

“只有电价是受控于国家，而对煤矿，并没有实行直接管控。这样就造成煤价的市场疯涨。如果电价在提升的同时，煤价也在飙升，那也是没用的，所以，在提高电价的同时，将煤价压下去，或者不涨煤价，这样才算可行。”厦门大学能源研究中心主任林伯强对时代周报记者表示。

在此背景下，一位不愿透露姓名的电力企业负责人给时代周报记者算了一笔账：“6年前，标煤单价是250元/吨，电价为0.33元/千瓦时，如今标煤单价已经超过了1000元/吨，但电价每千瓦时却只上调了1分钱，1分钱同比是每吨煤炭上涨20元左右。”

与此同时，五大发电集团“国务院国资委统一管理的中央企业”身份，与煤炭企业大部分为“地方国企”的身份界限，也成为“市场煤，计划电”中不得不考量的因素。而在100%的负债率下，如何向银行贷款用以购买不断上涨的煤炭，又成为了电力企业的新烦恼。

以宜宾发电公司为例，其总经理表示“在此之前三年内公司已亏损了3亿元，以前还能靠银行贷款补充现金流，但自从去年年初资产负债率超过100%后，就没有哪家银行愿意贷款了”。

《火电厂大气污染物排放标准》将在2012年1月1日施行，此标准的发布旨在提高电力企业的环保标准。但由于目前没有足够资金购买优质煤炭，已有消息指出大部分电力企业已开始掺烧劣质褐煤，这带来的后果是电厂耗煤量和二氧化碳排放量的直线上升。

因此，《火电厂大气污染物排放标准》能否顺利实施，市场均打了一个巨大的问号。

煤电矛盾，制造电荒

在五大电力纷纷哭穷后，经济学家郎咸平立刻发表观点“谁在忽悠电力紧张”，质疑“喊亏”行为：从五大电力上市公司上半年财报显示，五大发电集团根本没有亏损，而是钱赚得不够多，为了“忽悠”加价，“找各种理由推脱”发电，导致电力紧张。

评论出来的第二天，11月14日，中电联立刻作出表态，在官网发表“不忽悠的电力紧张事实”一文驳斥郎咸平观点。表示五大集团上市公司盈利是因为均为优质资产，它们的效益情况不能完全反映五大发电集团的火电业务整体亏损现实。

据五大电力集团半年报显示，华电上半年净利润是1.18亿元；华能净利润是11.78亿元；国投为1.22亿元，较上年同期增长2.84%；大唐发电(601991,股吧)的净利润是8.54亿元，同比增长2.94%；国电的净利润是11.4亿元，同比增长9.41%。

对此，林伯强对时代周报记者表示：“盈利能力是有，但并不是主靠发电这块。”而任浩宁称：“五大发电集团和其旗下的上市公司是有区别的。五大发电集团除了上市部分之外，还存在大量的未上市资产，同时上市公司还有大量的非火电业务。这部分业务在一定程度上抵消了火电业务的亏损。这就是上市公司和集团公司在利润上差别很大的原因。”

然而无论如何，双方争论的焦点均为提高电价。据此前媒体报道，目前国家发改委基于目前国内的经济状况，对于是否提高电价并未有明确说法。此外，业内专家也纷纷质疑：“提高电价，就能缓解电力企业的困境吗？”

对于上调电价仅为解决电力企业扭亏的临时手段。林伯强对时代周报记者表示：“中央政府可以对煤炭支出特别收益金。这样，至少去掉煤炭上涨的动力。也就是说，今后煤炭想挣钱，主要是通过卖多，而不是卖高。以此会缓解对电企以及对电价造成的压力，这应该是长效机制。”

除此而外，国家发改委宏观经济研究院体改所主任史炜认为：解决煤电矛盾，根本上还是在于打破电力行业的垄断，取消央企在发电领域的专营，允许充分竞争，建立有效的监管体系；其次，央企的领导人应由股东和投资人确定，而非国资委任命；最重要的一点是，允许非国有资本进入央企核心经营领域。

据中电联数据显示：我国年发电量从2005年的24975亿千瓦时增加到2010年的42278亿千瓦时，用11.1%的用电量年均增速支撑了国民经济年均11.2%的增长。今年11月18日，国际能源署发布《2011世界能源展望报告》：过去十年，煤炭消耗增长占全球能源消耗的近一半大部分来自以中国为代表的新兴经济体。预计2009-2035年期间，中国的能源需求将增长69%。

在此情况下，南方电网公司表示：全网电力缺口近15%，广东等地5年来最严重的电荒仍在继续。而中电联则预测：今冬明春全国最大电力缺口3000万-4000万千瓦，较2011年前三季度更为紧张。电监会近期也发布预警说，中部六省份今冬明春或将面临有史以来最严重的电力短缺，部分省市将再次面临拉闸限电的考验。

“如果不尽快解决煤电之间的矛盾，未来缺电也会成为常态，目前，火电厂的发电力在全国发电厂中占80%，缺电是由于亏损引起的，只有解决困损，才能解决缺电。如若又亏损又缺电，那么问题就会很大了。”林伯强对时代周报记者称。
电力频道 责任编辑： 江晓蓓

中国电价改革历程
2011-11-24 09:44:10 财经国家周刊 　微博评论 浏览次数：70字号：T|T2002年，当时的国家计委组成电价改革研究小组，在对国内竞价上网试点地区进行调研和对英国、北欧电力市场考察的基础上，形成电价改革方案。2002年12月，提交国务院电力体制改革工作小组讨论并获通过。

2003年7月，国务院出台了《电价改革方案》，确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。

2004年3月，出台标杆上网电价政策，统一制定并颁布各省新投产机组上网电价。

2004年12月，国家发改委出台煤电价格联动机制措施，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%，便将相应调整电价。

2005年3月28日，国家发改委会同有关部门制定并颁发了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。

2005年5月，第一次煤电联动，电价每千瓦时上调0.0252元。

2006年6月，第二次煤电联动，火力电企电价调整，各区域上调幅度不同，在1.5%~5%之间。

2008年7月1日，全国平均销售电价每千瓦时上调0.025元。

2008年8月20日，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高0.02元，电网经营企业对电力用户的销售电价暂不作调整。

2009年3月，温家宝总理《政府工作报告》指出，继续深化电价改革。

2009年9月14日，电监会发布《2008年度电价执行情况监管报告》，称我国电价政策执行情况良好，但政策执行中长期积累的矛盾和问题依然存在，比如“市场煤”“计划电”导致价格矛盾突出，发电企业亏损严重，电网企业经营困难加大等。

2009年10月，发改委和电监会联合制定《关于加快推进电价改革的若干意见(征求意见稿)》，明确改革的必要性，确定改革目标和原则，并提出电价改革的七个重点任务。

2009年10月，国家发改委、国家电监会和国家能源局联合批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易试行方案，标志着电力用户与发电企业直接交易试点正式启动。

2009年10月，发改委、电监会、能源局三部门发布《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》。

2009年11月20日，全国销售电价每千瓦时平均提高0.028元;暂不调居民电价。

2010年10月发改委出台《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见(征求意见稿)》。

2011年4月10日，上调部分亏损严重火电企业上网电价。全国有11个省份的上网电价上调在0.01元/千瓦时以上。

2011年6月1日，15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调0.0167元，但居民用电价不变。
电力频道 责任编辑： 江晓蓓

不要一说电荒 就拿煤炭说事
2011-11-24 08:28:19 中国煤炭报 作者：李仑 　微博评论 浏览次数：59字号：T|T近日有媒体报道，全国出现“电荒”，原因是“煤荒”。而国家相关统计数据显示，我国煤炭产量足够全国使用。为了探个究竟，记者深入电煤供应大省山西，前往相关部门和部分煤炭企业走访调查。



今年山西“不差煤”

山西省煤炭工业厅副巡视员侯文锦告诉记者，今年初以来，面对全国经济较快增长、持续拉动煤炭需求增长的形势，山西煤炭系统认真贯彻落实国家和省关于煤电油气运供应保障的一系列安排部署，在确保安全的前提下，按照市场需求合理组织煤炭生产，确保重点电煤合同兑现，维持重点电煤合同价格稳定，全省煤炭经济运行平稳，为全国经济的平稳较快发展做出了贡献。前10个月，山西累计生产原煤70978万吨，同比增长19.89%，其中煤炭出省运量48794万吨，同比增长12.78%。9月末，全省煤炭库存1683万吨，比年初增加199万吨，总体保持在合理水平。

正因为山西煤炭企业科学组织生产，才确保了煤炭产需的均衡稳定。山西煤炭销售遍布全国24个省（自治区、直辖市），电煤保障供应的领域为纳入国家发改委年度煤炭产运需衔接框架范围的重点火力发电厂。

2011年，国家要求山西保障的重点电煤合同量为28133万吨。据快报统计，前10个月的重点合同实际完成量已达25713万吨，合同兑现率为109.67%，也就是在正式计划不足的情况下超计划供应重点电煤。目前来看，对国家下达的重点电煤合同山西今年可全部兑现。

电煤供应保障的背后，是煤炭企业尤其是国有重点煤炭企业和地方骨干煤炭企业合理安排采掘衔接计划，调整产品结构，增加电煤生产。据权威部门预计，今年山西出省煤炭销量将超58000万吨，其中电煤30698万吨。

电煤供应保障的背后，是山西煤炭企业即使面对各种困难，也坚持供煤的社会责任感。

据了解，山西省各煤炭生产、经营企业尤其是国有重点煤炭集团严格遵守国家规定，保证重点电煤合同价格不变，不变相涨价。而电厂由于资金链非常紧张，不能及时预付或预付款不足，加之历史欠账未清，这在一定程度上增加了煤炭企业的资金压力。

据记者调查，今年初以来，山西纳入国家监控的重点合同电煤价格均维持在去年底的重点电煤价格水平，远低于市场煤价格。23兆焦/千克的山西动力煤在秦皇岛下水的平仓价为每吨595元，比市场价每吨低250元，直达车板价为每吨483元至520元，比市场价每吨低110元左右。即便如此，目前山西太原第一热电厂也已拖欠煤款1.9亿元，太原第二热电厂欠款3.84亿元；湖北襄樊电厂、华电青岛等电厂往往只能付全款的两三成，拖欠现象明显增多。

近年来，山西省内电厂装机能力快速提高，对煤炭的需求也快速增加。而山西许多煤矿处于兼并重组整合后的建设改造阶段，多数整合矿尚未投入生产，原国有重点煤炭企业本部矿井资源接近枯竭、开采深度和难度加大，产量有所下降，省内煤炭需求及煤炭企业自用煤量增加，对资源供应形成了一定压力。即便如此，各大煤企也在努力供应电厂所需煤炭。今年10月中旬以来，山西省内电厂存煤可用天数保持在7天左右。

“煤荒”“电荒”走进认识误区

山西省的煤炭生产稳定增长，那么是不是其他产煤大省的电煤供应量锐减从而影响到对电厂的供应呢？据中国煤炭工业协会统计，其他产煤外调大省，如陕西，今年前10个月的煤炭产量同比增幅达15.3%，内蒙古煤炭产量增幅更是高达30%以上。

10月末，全国重点发电企业存煤7488万吨，比9月末增加1033万吨，可用天数21天，比9月末增加4天，均处于正常水平。

因此，不存在全国范围内煤炭供应短缺、供不应求的问题。

那么，何以出现“煤荒”、“电荒”的尘嚣呢？媒体普遍认为，虽然局部地区、个别时段、个别品种的电煤紧张与煤炭供应的市场化程度不足有一定关系，但主要原因不外乎经济快速增长导致煤炭需求过旺，电力改革裹足不前，铁路运输资源稀缺等。

对此，侯文锦认为，不能动辄把“电荒”的焦点集中在煤炭生产上。个别媒体和来自电力企业的一些声音制造全国性“煤荒”、“电荒”的论调，根源是存在认识误区。

一是不应把局部性、季节性、时段性缺煤、缺电视作全国性、长期性“煤荒”、“电荒”。个别地区（如湖南、湖北）出现的电力供应偏紧情况具有地域特殊性。

此外，铁路建设不平衡，运力依然紧张，仍然是制约煤炭运输的重要因素，致使局部地区缺煤。据了解，北部的煤从中部进入华中地区，要经过四个铁路局。在运力相对紧张的情况下，调整排空计划需要做大量的组织协调工作，致使煤炭不能及时运到。

二是不应把结构性缺电的“板子”打在煤企身上。当前的缺电仍是结构性缺电，根本原因是经济结构不合理、增长方式粗放、过多依赖能源消耗。有专家透露，今年初以来，湖南省经济的实际增速高达30%以上。经济超常规增长，煤炭被落后产能和高耗能行业无限度地使用，有违推进经济结构调整和经济发展方式转变的初衷。

三是电力行业不应把内部经营出现的问题统统归因于煤企和煤价。当前，国家实行紧缩的货币政策，贷款利率提高，对严重依赖贷款的电力企业来说，这带来的必然是流动资金紧张。一些经营不善的电力企业没“活钱”买煤，反映在数据上则是机组开工率不足或者停机检修。

有媒体透露，五大发电集团的利润尚不够还清贷款。由于资金短缺，到了储煤旺季，电厂囤煤的积极性不高。专家认为，面对市场环境变化，电企只能主动适应，怨天尤人不但于事无补，而且只能“自取其辱”。“狼来了”的故事不是只讲给孩子们听的。

当然，由于我国能源结构的调整，近几年全国新增电源主要集中在西部地区，新能源发电比重不断提高，电网建设相对滞后，加之长期以来落后的电力价格形成机制不能与现行的市场机制全部对接，致使资源不能在全国范围内优化配置。

解决上述问题的根本出路在于着眼于电力工业未来发展，解决深层次问题，加大内部结构调整力度，推进电力体制进一步改革，理顺电价形成机制。

专家认为，如果总是以“瞎子摸象”的思维方式推出“煤荒”导致“电荒”的结论，而且动辄渲染“电煤”紧张的气氛，至少会产生三种负面效应。其一，误导国家及相关部门决策；其二，极可能导致煤炭企业超能力生产，大量释放产能，造成资源浪费；其三，迎合了少数电力企业“逼宫”的心理，但电力企业会成为“总也长不大的孩子”。
煤炭频道 责任编辑： 张磊