电煤价格方案有望近日出台 未来将授权专职部门(2)2009年03月13日 23:25华夏时报

理顺煤电矛盾 纳入能源振兴规划

正在酝酿制订的能源振兴规划中，如何理顺电力和煤炭行业的矛盾，将成为一大看点。据记者了解，座谈会当天，唐元对电力企业提出的诸多建议很感兴趣。

记者获悉，电力企业的建议中，包括建立稳定的电煤供应保障机制、改革铁路运力分配规则、控制煤炭企业的整合规模、防止加剧垄断等建议。

电力企业认为，要建立稳定的电煤供应保障机制，国家宜设立专门的监督和管理部门，搭建煤电运协调平台，负责保持能源产业链稳定运行；电煤供应是能源产业链条中的重要环节，应该作为管理与监控的重点。

而在供应方面，电力企业建议增强电煤供应的计划性，保证电煤稳定供应。根据年度预计需求给产煤省和大型煤矿确定生产与运输煤量计划框架，并分解成月度计划；同时建议建立总量为3000万-5000万吨的煤炭战略储备系统，以缓冲煤炭市场供应量的大幅波动。

“应通过行政约束、经济合同、铁路运力的指标调整等手段来促使煤炭认真执行供应计划；战略储备系统可以以国家为主导，企业参与的方式运作。”上述电力集团高层认为。

对于电价的制订，电力企业建议能源产业链中每个环节要给下一环节留出足够的备用量。保持充足的供电量，发电利用小时在4500-5000小时较为合理，并以此为基础确定电价水平，保证发电企业在合理的利用小时内保持合理的利润水平。

“改革铁路运力分配规则也是当务之急，国家订货规则中运力指标只分配给了在国家下发的煤炭订货框架方案中有名录的煤炭企业，在年度订货中发电企业被迫彼此竞争本不应该市场化的运力指标，加剧了煤价无序上涨，造成许多中间环节介入，也影响了正常电煤供应秩序。”上述电力高层说，为此建议对发电企业按容量比例分配运力指标，这对稳定电煤供应和价格都很重要。

电力企业还认为目前煤炭企业在区域市场中，已经逐步形成了占有绝对优势、产煤省及部分区域内大的煤炭集团公司，在当地区域煤炭市场中，对煤炭供应量和价格完全可以做到垄断。“国家应该控制区域内煤炭企业的重组规模，鼓励跨区域整合，避免形成区域垄断。”

据消息人士透露，国务院研究室为理顺煤电矛盾制订的长期方案，将重点借签电力系统提出的一系列建议。

但是，煤电协调的长期方案因为涉及到电企和煤企双方利益，这样该方案还要参考煤企的建议，留下悬念。

发改委叫停地方优惠电价 将推进直购电试点改革http://www.sina.com.cn 2009年03月18日08:09 中国证券网
　　本报记者 肖 明 北京报道

　　“作为市场化改革试点内容，我们将重新上报发改委、电监会批准。”

　　3月17日，内蒙古某经济主管部门人士谈起国家发改委刚刚出台的叫停优惠电价通知时说。

　　内蒙古自治区曾经根据国家相关电力改革意见，完成了内蒙古电网电力多边交易市场方案的工作，提出在多边交易市场启动初期，政府授权合同交易电量占内蒙古自治区经委发电量预期调控目标的85%、总电量的15%为市场竞争交易电量。

　　根据这项方案，内蒙古工业用电价格得到部分下调。比如去年11月份下旬开始，铁合金、多晶硅、黑色金属冶炼、有色冶金及深加工企业等每度电下浮4分-8分不等。

　　与此同时，受经济增长放缓、企业生产经营困难等因素影响，宁夏、云南、甘肃等多个省区也纷纷推出不同程度的工业用电价格优惠措施，而一些高耗能行业也搭上了“顺风车”。

　　为此，国家发改委、国家电监会、国家能源局联合近日发出通知，要求各地3月15日以前全面停止对高耗能企业实行优惠电价，并将自查自纠情况于3月底前上报国家发改委和国家电监会。

　　不过，国家发改委同时也为市场化改革开了新的空间。发改委称将另行下达一项支持地方用电大户直接从电厂购买电的改革。发改委要求各省(区、市)政府有关部门按照市场化原则，按程序上报大用户直购电试点方案，经批准后实施，发改委也将积极稳妥地推进大用户直购电试点工作。

　　不影响内蒙古试点

　　根据记者了解，内蒙古电网电力多边交易市场方案只是在程序上需要重新报批。

　　该方案的主要内容是加快市场改革，预备建立“计划电量和市场电量并行，市场启动第一阶段先以计划电量为主，市场电量为辅，视市场运营情况分阶段、平稳地将计划电量向市场电量过渡”的市场模式。

　　该方案强调，每年根据电力市场的不断完善和市场供需平衡状况逐年提高市场竞争交易电量比例。每月市场竞争交易电量比例，根据当月需求预测修正值进行适当调整。上述方案在去年10月份向国家电监会、华北电监局作了专题汇报。

　　国家电监会在“关于推进内蒙古电力多边交易市场建设意见的复函”指出：华北电监局会同自治区有关部门进一步完善有关方案和规则后印发，并适时启动模拟运行。

　　不过，在上述政策在内蒙古模拟实行期间，由于各地纷纷模仿跟进，调低工业电价，引起国家发改委的警惕。

　　国家发改委指出，“部分省(区)自行出台措施对高耗能企业实行优惠电价。这种做法，造成电价政策的混乱和价格信号的扭曲，不利于促进高耗能行业结构调整和产业升级。”

　　内蒙古当地有关人士表示，内蒙古电网电力多边交易市场方案已经经过论证，将上报发改委和电监会正式批准，其中用于市场化的下调电价只是很少一部分，“这方面期待成为全国的试点内容，而其他的直供电的内容与国家的改革方向一致。”

　　上述人士表示，方案的试运行在今年2月份就结束了，并未等到国家叫停各地优惠电价的正式通知下达。而在全国电力需求大降的情况下，以降低工业电价刺激需求，成为特殊时期敏感的话题。

　　受全球金融危机的影响，中国各地的电力需求从去年11月份开始下行，迄今，全国全社会电力生产、消费同比仍为负增长。其中2月份，国家电网公司经营区域内宁夏、甘肃和内蒙3个省级电网统调用电量下降幅度超过10%。

　　中电联统计部主任薛静告诉记者，3月份上旬部分电力数据在好转，但是仍得不出经济全面好转的结论。

　　地方呼吁加快改革步伐

　　西部某省经委能源处人士告诉记者，目前国家发改委需要尽快推出直购电的政策，否则单纯叫停优惠电价，对地方经济不利。“试点范围还可以扩大。”他说。

　　自从2003年以来，国家发改委、电监会等就在推行直购电的试点，即用电大户从发电企业直接购电，以减少成本。不过，国家许可的仅仅只有少数几个省份。其他不少省市的自己事先操作的直购电试点，都被叫停。

　　湖北电力行业协会办公室主任周松平告诉记者，电厂直接向企业供电的确可以减少成本，原因是减少了过(电)网费的中间环节，一般是企业用电越多，直供电的成本越低。

　　因此如果实施直供电改革省份扩大到全国，将可以抵消各地优惠电价的负面影响，同时还可以避免刺激落后产能。“原因是大企业搞直供电可以减少成本，但高耗能小企业会被淘汰。与单纯的降低工业电价作用还不完全一样。”一位分析师说。

　　国家发改委等部门发布的《关于清理优惠电价有关问题的通知》指出，对符合国家产业政策要求的大型工业企业，用电电压等级在110千伏及以上的，可以按自愿协商的原则，向发电企业直接购电，电价由供需双方协商确定，同时按国家规定的输电价格支付输电费，并缴纳随电价收取的政府性基金与附加费。

　　一位地方政府部门人士指出，目前国家允许的直购电企业仅仅限于铝行业等15个，空间较小，在电力严重过剩的情况下，希望国家加快市场化的改革步伐。(来源：21世纪经济报道)

生产回暖电煤接近警戒线 发改委“折中价格”月底拍板 http://www.jrj.com 2009年03月21日 00:09 华夏时报

　　本报记者 陈岩鹏 北京报道

　　3月14日，《华夏时报》的报道《国务院出手摆平煤电之争 重点借鉴电企建议制订长期方案》独家披露，给煤电企业“台阶”下的2009年电煤价格“不涨不降”折中方案有望出台。

　　19日，本报记者得到了国家发改委人士的正面回应，电煤价格折中方案正在抓紧制订中，具体由发改委价格司电力煤炭价格处拟定。另据消息人士透露，该方案有望于3月底出台并付诸实施。

　　这是一场持久战。去年年底的全国煤炭订货会，煤电企业因价格分歧没有签订年度购煤合同，此后发改委多次调解均无果。今年1月以来，五大电力集团加大了海外采购力度。

　　记者从海关数据了解到，我国2月份煤炭进口488万吨，创22个月以来新高，但相对电煤需求来说，“外购煤数量太少，只能解决一时需求，基本上还需要国内煤炭的供应”。发改委经济运行局煤炭处的一位官员19日向《华夏时报》记者表示。

　　煤炭市场分析师李朝林认为，电企购买少量市场煤只能维持基本运行，一旦经济回暖，用电量增加，煤炭供需紧张的局面不可避免。

　　事实似乎印证了这一点。春节过后，各电厂的日耗煤量有所上升，电厂存煤数量也持续下降，截至3月2日，全国355家主要电厂存煤可用天数下降至17天，较1月底减少了近8天，沿海个别发电厂存煤已接近7天的警戒线。

　　《华夏时报》记者从电力系统独家获得的内部报告显示，广东发电机组开工率已由2月初的五成增至七成；担负浙江省四成发电量的浙江能源集团所属电厂更是接近满负荷运转。江苏、上海、浙江等华东地区电厂的存煤可用天数只能以个位数计。

　　煤炭需求看涨也反映在发电量和用电量上。国家统计局数据显示，2月份我国发电量同比增长5.9％，而企业用电量同比增长1.8％，是去年10月来首次正增长。据国家电网人士透露，3月上旬的这两项数据依然延续着2月份的向好态势。

　　上述报告分析，目前江苏、上海、浙江、广东等沿海地区煤炭需求有转好迹象，尤其钢铁、水泥、有色金属等行业恢复用电，为电力增长起到拉动作用。尤其是华东地区，经济有所回暖，企业开工率提高，煤炭消耗增加。

　　“现在耗煤量已由2月初的3万吨猛增至10万吨。”浙江能源集团人士告诉《华夏时报》记者。据介绍，浙能在选择购买进口煤和国内煤时，考虑到两者价格相差不多，但华东地区距离澳大利亚、印尼等煤炭出口国距离较远，所以最终确定煤炭的主要来源是北方港口。

　　另一方面，“北煤南运”的主通道秦皇岛港出现了3月淡季不淡的现象，运输生产和装卸作业异常繁忙，港口23个装船泊位基本都处于运行状态。

　　据秦皇岛港务局人士介绍，3月16日在秦皇岛锚地抛锚的煤船多达130艘，3月的前15天，秦皇岛港共发运煤炭898万吨，同比多运7万吨。按这个生产进度计算，3月份发运煤炭有望突破1800万吨，将创去年9月份以来月度运输新高，与去年完成最好时的5、6月份相比，只少运200万吨。

　　与此同时，秦皇岛港口存煤量也急剧下降，已由2月25日的800多万吨降至目前的620万吨左右，由于每日调出数量远高于调进量，秦皇岛港煤炭库存也呈下降趋势。“估计到3月底，库存将降至550万吨左右。”上述港务局人士向本报预测。

　　知情人士认为，电企库存降低、煤炭需求上升，为暂时调解煤电之争提供了利好时机，近期煤电折中方案出台是比较合时宜的，但能否促成根本上还取决于双方在价格上的认同。

　　在2009年的全国煤炭订货会上，煤企、电企在电煤价格上各执一词，分别要在去年定价的基础上每吨涨跌50元，最终不欢而散。今年“两会”期间，中电国际董事长李小琳对媒体公开表示：“煤炭需要降价5％-10％方为合理。”

　　至于这次折中方案煤价涨跌幅度，有人认为“不涨不降”，维持去年价格，也有人认为是在煤电企业分别报价的基础上加权取均值。

　　发改委价格司回复本报说折中方案还在制订过程中，尚无准确定论。但知情人士称，折中方案已经初步得到煤电企业双方的认可，3月底出台实施，4月初开始重启谈判、签订年度合同，系于国民经济全局的煤电之争会暂告一段落。

　　18日，国务院常务会议指出，我国部分地区和行业经济出现企稳回升迹象，但面临的矛盾和困难仍然很大。同时，要加强监测预警机制建设，密切跟踪分析形势，及时发现问题，果断采取措施，促进经济平稳较快发展，努力实现今年国民经济和社会发展预期目标。

发改委三步一网战略激活电价改革 央企电企将受益 http://www.jrj.com 2009年03月20日 19:04 投资者报

　　投资者报(记者赖智慧)是时候进行电价改革了！

　　日前，《投资者报》从电监会获悉，此次由发改委牵头的电价改革主要拿电网开刀，重点改革输配电价，具体实施 “三步一网”战略。第一步自上游着手，调整发电企业与煤企之间的市场对接，理顺煤电联动机制；第二步，力改中游电网，主抓输配电价，使输电、配电业务在财务上实行独立核算；第三步着眼于下游用电企业，加大直购电试点范围与规模；与“三步”战略同时进行的还有“一网”战略：即加大特高压电网建设，从“输煤”为主变为“输电”为主。

　　中电投集团总经理陆启洲“两会”期间透露，有关电价改革和资源税改革方案已制定完成，正在讨论，时机一到就会正式出台。他同时表示，“当前电价机制改革并不意味着销售电价上涨。”

　　3月5日，温家宝总理在政府工作报告中指出：“2009年将继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”

　　这是中国政府工作报告中第一次对电价改革作出明确表述。而这距离政府第一次发文进行电力改革已经过去了整整7年。

　　2002年2月10日，国务院印发《电力体制改革方案》，吹响了电力体制改革号角。通过资产重组，发电企业与电网正式分家，前者下设华能、大唐、华电、国电、中电投五家集团公司，后者拆分为国家电网和南方电网两大阵营，2002年12月29日，七家企业正式挂牌。

　　然而，改革刚开局就陷入停滞。七年过去，电力行业不但未达到预期市场化效果，而且形势进一步恶化，利益冲突愈演愈烈：煤、电矛盾不断升级、电企与电网互相指责、电企盲目扩产；电网一家独大以及销售电价只升不降。

　　不管是电力机制层面的改革，还是各产业环节的调整，均是围绕价格机制展开。但电价机制目前已经扭曲，“市场煤”与“计划电”两套价格体系间的矛盾在2008年发展到极致：煤炭涨价，五大发电集团陷入亏损，电网在略有盈余的情况下也连连叫苦，电价改革的呼声再度高涨。

　　煤电联动：电企内控更重要

　　2008年，由于煤炭价格随全球资源价格快速上涨，发电企业成本大增，以大唐发电和华电国际为例，2007年煤耗成本占剔除折旧摊销后的营业成本的比重分别为80.3％和82.9％。按1吨煤发电2000度计算，每吨煤上涨20元，每度电价上涨约1分钱，而上网电价受政府管制，发电企业因此陷入巨亏。发改委公布的数据显示，2008年前11个月，火电行业利润为负392亿，与上年同比减盈增亏996亿。

　　在此背景下，2008年底以来重点电煤购销合同谈判陷入僵局，完善煤电联动也因此成为电价改革的第一步。

　　电监会将采取两手措施疏理煤电联动：一是与上游煤炭企业协商电煤价格；二是调整发电企业内部机制，以缩减成本并提升效率。

　　对于电煤价格，中电投集团总经理陆启洲认为，国际煤价连续下跌，国内煤炭需求也在下降，煤价理应下调。这使得此次煤电联动的理顺具备了条件和空间。而广发证券报告测算：如果煤炭价格下降5％，发电企业净利润将上升17％。

　　煤电联动另一措施是缩减发电企业成本，调整发电企业内部机制，这是更为重要的一步。因为煤价上涨不是发电企业亏损的唯一原因。五大发电集团组建七年以来，不但没有实现当初市场化的竞争预期，而且机构庞杂，人员众多，市场化程度低。

　　更为重要的是，五大发电集团近年一直在盲目投资和扩大规模。尤其是山西、陕西等产煤较多地区，电厂遍地开花。同时，为了扩充自己的发电能力，各发电企业盲目上马大型机组。

　　华能国际内部人士告诉记者，近四年发电企业每年新增机组约1亿千瓦，远远大于用电需求的增长。大机组发电水平提高，虽然可以降低能耗、节约人力成本，但是并不一定带来相应效益，由于环保要求，发电企业需要脱硫，而脱硫所需大量昂贵的石灰石，一吨成本数百元，而这项投资是没有回报的。

　　在发电装机大增的同时，用电量并没有相应增长。去年10月份，全国工业增加值增速连续两个月低于10％。而全国电力需求当月开始首度出现负增长。用电量的下滑直接导致了发电量和利用小时数明显下降。

　　据陆启洲介绍，2008年我国新增发电装机在9000万千瓦左右，发电装机容量增长约12％~13％，但用电增长仅为3％~5％，他表示，如果2009年用电只增长3％，那么发电利用小时数将下降10％。

　　电企另一弊端是机构臃肿，人员过多。华能国际扣除折旧摊销后的主营业务成本从2003年的50％上升至2007年的67％，相应的净利率则从2003年的24％下降至2007年的13％。虽然2007年的营业收入已经比2003年提高了1.15倍，但净利润却只提高了13％。盈利下降的原因，显然也不仅仅只是煤价问题。

　　因此，此次借理顺煤电联动，可能涉及进一步限制发电企业上马大型机组，并对各地重复建设的电厂资源进行整合，之后，再考虑上网电价的调节。

　　具体联动方面，则可能要考虑两重联动，不但将建立单列燃运加价的煤电联动机制，同时还建立销售电价与电力生产成本联动的销售电价机制。为了更好的贯彻，煤炭的燃运加价可能会在销售电价中单独列出，而燃料成本将在上网电价中单列出来，从而实现销售电价随燃运价格变化而同步联动。

　　煤电联动是电改系列的第一步，预计将在今年4月~5月前后推出。

破除电网垄断：输配电价是核心

　　在上游煤电联动理顺后，必然涉及到上网电价环节和与之相关的中游电网。目前电网分国家电网和南方电网，且收入固定——即销售电价与上网电价的价差。

　　具体来讲：电网以每度电0.2~0.34元的价格从发电企业买电，并以每度0.5~1元的价格卖给下游用户。电网每千瓦投资仅为水电站的8~12分之一，火力发电厂的5~7分之一。

　　对此，国家电网内部人士却表示，“2008年国家电网利润总额仅为96.6亿元，相比2007年的470.98亿元大幅下降了75.9％。”3月10日，吉林省电力有限公司总经理张羡崇则表示，受制于电价未能理顺， 2009年国家电网预计亏损将达450亿元。

　　数据显示，从“一五”到“八五”期间， 我国电网投资仅为电源投资的1/ 8～1/ 4。虽然“九五”期间输变电投资占到了电力基本建设投资的24.2％，但投资比例仍然偏低，直接导致电网建设滞后、供电能力不足、经济效益低下等问题。

　　去年8月20日，国家发改委上调上网电价，平均每千瓦时提高2分钱，但销售电价未作调整，这被电网认为大幅影响其利润，并要求上调销售电价。

　　一边是稳定的高收入；一边却是利润偏低和亏损的预期。电网到底赚了多少钱？没有人知道。原因就在于输、配电价并不透明，没有公开的成本核算。

　　去年国家电监会公布《2007年电价执行情况监管报告》时就对跨地区电能交易中的“不公正、不透明、不合理”作了披露，被列为全国电价执行中存在的“突出问题”。

　　国家电监会总监谭荣尧公开表示，“从检查监管情况看，我国跨地区电能交易价格机制不合理、不完善，在交易中存在明显的上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题。”以国内最大的发电企业华能集团为例，其2007年跨区域交易电量逾105亿千瓦时，但平均结算电价仅为241.29元/千千瓦时，这一价格远低于当年全国平均336.28元/千千瓦时的上网电价。

　　输配电价的透明化已势在必行。对此，电监会内部人士表示，输配电价改革是此次电价改革的核心内容，主要采取两手策略：一是对电网资产和成本进行财务独立核算，并分别核定输电电价和配电电价。输电电价要独立出来，为电力供需双方提供直接面谈的条件。先做好这一步，然后再算配电电价。具体核定方法是先确定有效资产范围, 即什么资产可以作为核定电网准许成本和准许收益的基础，然后再确定资产价值。

　　另一策略是加紧进行电网企业主辅分离改革。此次改革将渐次执行，针对辅业和主业在人员与业务上的双关联特点，重点是将电网旗下的施工企业、设备制造企业等辅业单位划归为竞争领域企业，让其全部走向市场，同时大力开拓完全市场化的业务。

　　电力改革的根本是要进行输配分离。“省为实体，输配分离”，先把配电交给地方，电价地方自己定。不过，此次输配电价核定后，可能暂时不完全分开，因为输配分开后的最大问题在于无法做到同网同价，配网之间的经济性相差很大。“但在运行一段时间后，输配分离最终仍要实现。”

　　而输配电价一旦规定，就将实施上网电价和销售电价的适当松动，即“抓住中间，放开两头”，这与当前“抓着两头，不管中间”的方式刚好相反。

　　电网公司的身份也由此发生变化，他们更像一个高速公路的运营商。“即用高速公路的收费办法，电力产品通过电网输送收过网费，根据输送的电能多少、距离远近、经过的时段等质量、技术指标收取过网费，至于过网费的高低由国家有关部门按照有关规定测算后确定。”这样一来，解决了两个以前不透明的问题：监管机构和用户有权知道定价依据；投资、运行者和用户可以知道总输电费用及变化情况，以便进行决策。

扩大直购电：央企、电企受益

　　电网输配电价的制定为下一步扩大用户直购电的实施提供了基础与依据。直购电也是此次电力改革的一项重要内容，目的是针对下游用电单位，通过电价实惠刺激用电量，以扩大内需。该举措已经提前试行，据称下一步将扩大试点范围。

　　3月6日，工信部、发改委、电监会和国家能源局联合发布了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，遴选了15家电解铝企业进行直购电试点，总产能约为 429.2万吨，占市场份额的23.84％。

　　所谓直购电，即用电企业与发电企业直接谈判商定电力价格，不再执行统一的工业电价标准，使得用电企业用到更便宜的电价，从而降低生产成本。之前，这些没有自备电厂的企业用电都是按照国家标准“统购统销”，致使在经济危机情况下普遍亏损严重。

　　选择铝行业进行试点，是因为在铝行业内，电力成本占总成本的35％~40％。国内生产一吨电解铝平均要耗费1.45万度电，据此测算，电力成本每降低1分钱，每吨电解铝加工就能够节省145元。若一个电解铝企业一年用电超过50亿千瓦时，电价每降低0.01元都会使企业成本降低超过5000万元。

　　当然，随着直购电试点范围一起扩大的，还有发电企业的定价权。

　　除此之外，国家将在未来几年建设6条特高压线路。其中，国家电网负责四条，两横两纵；南方电网将建成两条。此举重在煤电输送结构的转变。但特高压一直颇受争议，在技术、污染、资金方面压力重重。

　　今年1月6日，首条特高压线——晋东南—南阳—荆门正式建成投运。一头是山西长治县，另一头为湖北荆门市，联接华北和华中电网，全长640公里，变电容量2×300万千伏安。国家电网北京经济技术研究院副院长胡兆光表示，“枯水期时从北方往南方送，到了夏天就反过来往北边送。而且，长治本身就位于晋东南煤炭基地，煤炭很丰富，火电的供给还可以往北边延伸到陕北、鲁西，输送后下网的供电也可以延伸到长沙、武汉，再到上海，发电、用电就形成了一个大网。”

　　国家电网新闻发言人卢健则表示，到2020年，通过互为备用、水火互剂所获取的联网效益，可以有效降低备用容量，从而减少装机容量约2000万千瓦，节约电源建设投资约823亿元；由于地区煤价差异，在全国联网方式下，北电南送的火电容量可以达到5500万千瓦，同各区域电网单独运行相比，年燃煤成本约降低240亿元；通过大规模区域间水火互济，可以提高径流式水电站在水电装机中的比例，降低电力建设成本。

　　卢认为，建设特高压电网还可以有效降低500千伏电网的短路电流，减少500千伏电网的改造成本。他测算，从目前到2020年的11年间，建成特高压电网在国家电网公司供电范围内的500千伏电网可以节约电网改造投资21亿~31亿元。

　　仍存三大悬疑

　　电价改革方案即将公布，但仍有三点悬疑。

　　一是仅靠煤价下跌，仍难补发电企业的亏损。方案提到要加大对发电企业成本和盈利能力的调节，但短期内难以见效，而且发电企业均属央企和国企，改革不能裁员，而且过度扩张的发电机组利用率不可能短时提升，因此这一改革可能涉及到上网电价的上调。一旦上网电价上调，将传导至其下游的电网企业，电网企业的手术也是水深利大，最终传导至销售电价的可能性也不是完全没有的。

　　如果坚持2003年煤电联动，结果就是涨价，将涨价变成合法化。加大这一可能性的还有，刚刚公布的2月份CPI和PPI出现双负，如果电力改革必须执行销售电价上调，当前无疑是最好时机。

　　第二个悬疑是，核定电网公司的资产难度异常大，涉及太多历史旧账和糊涂账。一方面是存在大量估价资产、在建工程中未决算的资产。尤其1999 年实行“两改一同价”改革过程中所接收的农村集体、个人投资建设的电力资产，由于时间紧、面广量大，对所接收的农电资产完全依据各村镇所填报的数量、价值进行接收，后来虽经评估机构进行清查评估后作价入账，但未进行全面核实，账面数据不完整, 账面价值与实际价值差别很大。

　　另一方面，电网公司的应收账款中包含了逾期难以收回的用户欠费，这部分电费已形成坏账。由于电网公司的欠费涉及面广，应收账款中所包含的坏账未及时核销，流动资产的价值得不到真实的反映，影响有效资产的准确性。

　　第三个悬疑是，直购电目前只针对高耗能的电解铝企业，这与国家节能减排政策背道而驰，而且试点对象仅限国有企业用电大户，民营企业被排除在外，其实国企已经大面积减产，而且不能带动就业，仅对其直购电难以振兴需求。

　　对此，中国能源网首席信息官韩小平也表示，美国1929年走出经济危机，与电力改革密切相关，罗斯福当时做的电力改革，就是禁止电力公司跨州经营，让各州政府可以监管，同时参与电力供应的保障，这样相应的电价政策、技术政策、投资政策全部发生了变化，带动了大量的民营企业参与投资。直购电下一波试点对象是否更加丰富，值得期待。

电煤合同指导价或近期出台 传上涨4% http://www.jrj.com 2009年03月20日 03:24 每日经济新闻

　　每经记者 周晓芳 发自北京

　　昨日，五大电力集团一位高层向《每日经济新闻》透露，电煤合同指导价很可能于近期出台，涨价幅度很可能为4％，加之预期国际煤价会进一步下跌，因此由五大电力集团和华润电力所组成的电力联盟推迟了国际煤炭订货会的时间。

　　电煤谈判举步维艰

　　之前传出消息，发改委拟定的煤炭合同指导价上涨幅度为8％。对此，这位高层表示难以接受，去年煤价涨幅过大，虽两次上调电价，但仍不能弥补巨额的政策性亏损。

　　去年年底在福州召开的“2009年全国煤炭产运需衔接合同汇总会”上，五大发电集团未签一单，并要求在2008年煤炭合同价格的基础上下调50元/吨的价格。另一方面，煤炭企业因为自2009年1月1日开征的4％的增值税的征收以及各种环保费用及当地税费的增加，要求在去年煤炭合同价格的基础上再涨50元/吨。去年一直严格执行煤炭合同价格的中国神华（601088，SH）甚至要求合同价格为540元/吨，比去年上涨82元/吨。双方僵持不下最后空手打道回府。由于五大电力集团的用煤占据了总量的50％，五大电力集团的拒签让其他电企也难下签约的决定。

　　本月初，终于传出了广东电企与中国神华签约的消息，价格上涨了82元/吨，这给五大电力集团和华润电力集团带来了压力。不过，尽管广东电企与中国神华签约上涨了82元/吨，但相对电力联盟的全年用煤量而言，广东电企的用煤量还不到几十分之一。

　　涨4％让煤电各退一步？

　　“如果上涨4％的话，与当前国际煤价也差不多，在国际煤炭和国内煤炭之间进行选择，当然会倾向于选择与国内煤企签约。”这位高层表示。一位电力分析师在得知该消息后，向记者表示，“按照这个价格签约，电企的利润应该很不错。”

　　一位煤炭行业资深分析师向记者表示，若按照上涨4％的幅度签订煤炭合同价格，相当于抵扣了煤炭企业于今年开始加征的增值税，在今年煤炭下滑的情况下，能够与电企签订长期供货协议，对煤炭企业来讲应该说是一个利好消息。

　　这位高层表示，政策的出台应该很快，国际煤炭订货会预计在本月底下月初举行。“在即将举行的首届国际煤炭订货会上，拟与国际煤炭企业签订半年至一年的电煤供货合同，底限为400万吨。”这位高层表示，此次的签约主要是为了试点，今后还可以继续加码购煤数量。

国研室调研煤电僵局 煤企呼吁缓推资源税 http://www.jrj.com 2009年03月20日 10:03 上海证券报

　　本报记者 于祥明

　　昨天，记者从权威渠道获悉，继组织电力企业召开电煤供需形势座谈会后，国务院研究室（下称“国研室”）18日又组织煤企召开座谈会。据悉，考虑到整体经济形势以及成本压力，煤企纷纷呼吁暂停推进资源税改革，并在增值税方面施行“先征后补”。

　　据悉，国研室有关人士以调研为目的，因此并未对煤企呼吁事项表态。

　　据了解，自去年12月份全国煤炭订货会以来，煤企与五大电力集团的“僵局”延续至今。为此，国家相关部门有意统筹考虑推进电力、煤炭产业市场化改革方案，以从根本化解决双方“症结”。

　　早在去年7月份，有消息称国家财税部门向国务院递交了一份涉及资源税改革内容的方案，但未获通过。传闻方案包括两方面核心内容：一是征收方式由从量征收改为从价征收；二是征收标准会适当提高，有可能按照销售收入10％计征。这一标准较市场预期的3％-5％高出许多。

　　“我们都坚持电力、煤炭产业的市场化改革的大方向，只是在目前经济下行压力加大的情况下，在一些具体政策上需要考虑减轻煤企成本压力。”一位接近煤企的权威人士说，“煤企顶着价格不降，就是因为成本压力加大。”

　　他向记者表示，除了神华、中煤等央企外，目前龙煤、大同等一些以动力煤为主的地方煤企“日子也不好过”，已经出现亏损。据透露，龙煤集团前两个月已经亏损了2.7亿，而公司整个一季度亏损可能更大。

　　记者注意到，此前吉林煤炭工业局一位负责人在煤炭订货会上非常激动地表示，2008年吉林煤炭成本上涨53元，其中增值税提高12-15元，环境保障基金提高10元左右，煤炭增值税由13％上调到17％，而资源税也将上涨，煤炭企业必须提高合同价。

　　事实上，煤炭企业之所以呼吁暂停推进资源税，还由于未来煤炭供需形势逼人。上述权威人士也表示，小矿复产和国际煤炭冲击，煤价下探可能性加大。

　　“近期我们走访三大煤炭出口代理公司、山西地区小煤矿以及部分东南地区电厂。煤炭出口代理商普遍认为中国受到国际经济的影响较大，认为中国煤炭行业将进入周期下行阶段，预计3-5 年才会走出低谷。”招商证券（香港）研究部分析师石钰说。

　　据她调研了解，个别电厂对用电需求较为悲观，认为年中7、8 月份统配煤将会主动寻求市场空间，预计煤价还将下探，而如果推迟资源税改革，无疑对市场有提振作用。