电价调控去行政化悬而未决

　　本报记者 王秀强 北京报道

　　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。”