爱华网“下一步,将按照既定的改革方向,继续深化电价改革。” 这是8月3日,国家发改委发布《近期能源资源产品价格改革进展》时针对资源产品价格改革的下一步决心。
此前确定的电价改革的最终目标是,发电、售电价格形成市场竞争,输电、配电价格则由政府制定。但由于今年通胀预期和通缩现状并存,电价改革推进变得异常艰难。而且,继6月全国发电量同比增速“转正”后,7月全国发电量为3485亿千瓦时,同比增长4.21%。发电量刚刚转正时上调电价,将给正在复苏的经济“当头一棒”。 国家发展和改革委员会能源研究所原所长周大地8月4日也表示,现在电价调整各方面压力都大,一是电力企业经营亏损,二是前一阶段从电网到电力行业的投资比较大。
在销售电价上调前,电价改革目前仍有三道坎未跨越,一是煤电联动尚未理顺,二是输配电分离刚刚开始,三是直购电试点仍待完善。在电力价格机制未理清之前上调销售电价,不符合电价改革的本质,也难让人心服。 煤电联动应先理顺 由于煤炭机制已基本市场化,“市场煤”与“计划电”间的矛盾冲突日益明显,去年由于全球资源价格大幅增长,发电企业成本大增,在煤炭上涨的同时,上网电调却受政府管制,发电企业因此陷入巨亏。而目前资产价格上涨势头又起,发电企业成本之伤又将重演。 煤电矛盾导致的结果是,自去年底以来重点电煤购销合同谈判陷入长久僵局,完善煤电联动也因此成为此轮电价改革的重要一步。按此思路,煤炭涨价,发电企业就要调高上网电价,电网可能因此上调销售电价,这显然不符合电力市场化改革方向。为防止这一恶性连锁,电监会在此轮电价改革时强调,除与上游煤炭企业协商电煤价格外,还要采取措施调整发电企业内部机制,以缩减成本并提升效率,这才是电力改革最重要的一环,也是最大的难点。 煤价上涨绝非导致发电企业亏损的根本原因,五大发电集团效率低下源于其国有机制。不但机构庞杂,人员众多,近年一直盲目投资和扩大规模,重复投资严重,还大兴土木盖办公楼。 若不解决这一问题,就算梳通了煤电联营,也无法解决电企亏损。“电监会为了煤电联营几乎天天开会。”一名电监会内部人士8月4日对《投资者报》表示,由于电价涉及领域较多,也牵涉到多方利益,电价改革近期难有实质性突破,短期上调电价的可能性不大。 中银国际报告认为,煤电价格完全接轨很难实现。由于重工业的电力需求依然疲软,在没有补贴政策出台的情况下,立即上调电价将打击重工业企业的生产积极性。 输配电价应当透明 电价上调的最直接和最公开理由,和油价和水价一样,是企业的亏损。这就使电价上调很难走出“中石油式”逻辑,因为石油企业亏损便提高油价,百姓补贴的结果是,“亏损的”中石化买126万元的灯,用2.4亿元装修办公楼。 电网企业也和石化双雄一样,年年报亏,但外人无从得知电网到底亏在哪,为什么会亏损。输配电价不透明,成本不公开。只有输配电价规定了,才能实施上网电价和销售电价的适当松动,否则上调销售电价的理由就不充分。 但输配电价改革任务艰巨。要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,因为售电网和输电网是两个网,一般大用户不通过配电网,可以直接从输电网走,这样供需双方就有了见面的价格基础,供需双方可以多边交易了,做好这一步,才能测算配电电价。 上述电监会内部人士表示,核定电网公司资产难度大,涉及较多历史旧账,而且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”。 直购电模式还需完善 目前,电价改革进行得较顺利的是直购电。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。 6月30日,直购电模式进一步调整,电监会、发改委、国家能源局联合下发了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》,明确了大用户向发电企业直接购电的具体门槛、规则和定价方式。 但实际情况并不乐观。上述家电监会内部人士对《投资者报》表示,用户企业积极性不高,使试点遇冷。按试点规定,大用户支付的直购电价格,包括直接交易价格、电网输配电价和政府性基金三部分,但由于输配电价过高、电量分配不合理,发电企业认为开展直购电试点并不划算。用户由于产能过剩,积极性也不高。 还有一个问题不能忽视,直购电目前主要针对高耗能电解铝企业,这与国家节能减排政策相悖,而且试点对象多为国有企业用电大户,而国企原本大面积减产,不能利用直购电带动产业振兴。
