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【荐文】煤电博弈四十年 如何破解旧局？

2018-01-30 17:59:56 能源观察　 点击量： 评论 (0)
近期，四大发电集团向国家发改委提交的《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》。报告称，由于供暖耗煤增加、岁末年初煤炭产量下滑、春运铁
近期，四大发电集团向国家发改委提交的《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》。报告称，由于供暖耗煤增加、岁末年初煤炭产量下滑、春运铁路运力影响等因素，煤炭供给严重不足、燃煤电厂面临全国性大范围保供风险。恳请有关部门从资源、运力对发电企业进行协调和支持。
 
这一波煤电矛盾恶化一方面受天气影响，用电需求超预期，同期煤电由于去产能影响产能释放受限制，铁路运力紧张等因素影响。发电企业进入全面亏损境地，同期煤炭价格上涨煤炭行业利润迎来小高峰。
 
煤电矛盾的根源是什么?如何破解?我们的观点是，煤电之间应该构建健康的行业生态，从产业链长远发展考虑，寻求最大利益公约数。当然，解决问题的根本方法在于改革价格形成机制。
 
 
荐文——
 
范必：政府失灵还是市场失灵
 
原载2011年8月《财经》
 
煤电矛盾是影响我国经济生活的一个突出问题，这一矛盾导致今年发生了七年来最严重的电荒。
 
很多研究认为，煤电矛盾是煤炭与电力的价格冲突，通过加强生产调度和价格调节是可以解决的。多年来，有关方沿着这条思路进行了很多探索，采取的措施包括：实行煤电联动、煤电一体化、整合煤炭生产企业、限制电煤价格、召开煤炭衔接会、实施煤炭储备，等等。
 
但在采取了这些措施后，煤电矛盾仍反复出现且愈演愈烈，这说明以行政干预为主的办法存在很大的局限性，我们需要另辟蹊径，从分析煤电矛盾的机理着手，研究符合实际的、系统的解决方案。
 
煤、运、电都没有市场化
 
在煤电关系中，煤炭工业是上游，电力工业是下游。从国外经验看，在煤炭市场和电力市场充分竞争，没有运输瓶颈的条件下，电煤与电力之间可以形成长期稳定的供求关系。
 
但中国的情况是，近年来电煤价格持续大幅上涨，很多发电企业财务状况恶化，出现了电煤库存下降甚至缺煤停机现象，成为部分地区发生“电荒”的重要原因。这一现象可以简单概括为：“电煤涨价、电价滞后、电企亏损、调价艰难”。
 
表面上看，煤电矛盾是价格矛盾;究其本质，则是煤炭、运力、电力市场发育不完善、竞争不充分、管制不当的结果。
 
先从电煤说起。传统观点认为，煤电矛盾是“市场煤”遇上了“计划电”。虽然煤炭是我国生产资料领域最早开始市场化的行业之一，但时至今日，其生产流通并没有完全做到市场化，而且非市场因素越来越多。
 
我国电煤交易分为重点订货合同交易与市场采购两个不同的市场，重点合同煤可以拿到低价煤和低价铁路运力，约占全部电煤的三分之一。
 
市场煤主要靠公路和高价铁路运力进行运输，煤价也较高。近年来，一些产煤大省出台控制煤炭产量的“限产保价”措施，通过煤矿整合关停一部分中小煤矿，用“煤票”约束煤炭出省总量，减少了煤炭产能。
 
由于煤炭价格和产量都受到控制，电煤市场竞争很不充分，煤价高企并没有促进煤炭产量的提高。所谓“市场煤”，其市场体系远未完善。
 
其次是运输环节，铁路运力高度垄断抬高了煤价。铁路运煤分计划内车皮和计划外车皮，计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出高昂代价，很多铁路职工经营的“三产”“多经”企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。我国很多地方的电煤物流成本达到电煤价格一半以上，下游企业不堪重负。煤炭供需关系越紧张，运输中间环节对煤电矛盾的放大作用就越明显。
 
矛盾最集中的是电的环节。发电企业上网电价和电网的销售电价由政府决定。电煤价格上涨后，发电企业无法通过提高销售电价疏导涨价因素。
 
电厂的发电量也分为计划内与计划外。计划内电量由电网按国家规定支付上网电价，超计划发电部分，电网则要降价收购，而电网的销售电价则没有变化。也就是说，电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。今年华东和华中地区用电紧张，原因之一就是电力企业完成计划电量后，就以停机检修为名不再多发电。
 
此外，为了获取资源收益，很多地方开征各种名目的收费。这其中有合理的收费，也有相当多的不合理收费。一些地方已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，导致煤炭企业生产成本和经营负担增加，推动了电煤价格的上涨。
 
从这些分析来看，煤电矛盾不是价格矛盾这么简单，而是由于在“煤—运—电”这个产业链中，过度管制和行业垄断问题十分突出，价格机制未发挥应有的调节作用，这是导致煤电矛盾的根本原因。
 
没有理由重交“学费”
 
在解决煤电矛盾问题上本可以有不同的选择。
 
一种是按照既定的市场化方向改革，用“看不见的手”促进多种所有制煤炭企业在竞争中优胜劣汰，在铁路运力和电力行业推进市场化改革;另一种是行政配置资源为主，依靠“看得见的手”推进企业兼并重组，提高煤炭生产和运输的集中度，加强电煤、电力价格的调整和管制力度。遗憾的是，有关方面几乎不约而同地选择了后者。
 
于是，一些传统体制下熟悉的做法越来越多地呈现在我们面前，如生产计划、运输计划、发电量计划、双轨制，还有久违了的票证。接踵而来的问题是，价格机制在煤炭、电力生产经营中的自动调节作用受到了抑制。电煤价格高企，没能带动煤炭产量的增加;电力需求旺盛，也没有提高电力企业的发电动力，电荒仍在继续。
 
解决煤电矛盾选择什么样的路径?是坚持以公有制为主体、多种所有制共同发展，还是回到以单一公有制为主体?是坚持市场化改革方向，还是管制化方向?是鼓励竞争，还是巩固垄断?
 
回顾新中国成立以来的历史，再参照发达国家的经验，就可以看到，计划经济和不恰当的管制会造成短缺和效率低下，是一种已经被理论和实践证伪的制度安排。
 
1979年以来，中国对改革模式的认识，从计划经济为主、市场调节为辅，到有计划的商品经济，再到计划经济与市场调节相结合，最终在1992年党的十四大上确立社会主义市场经济的改革方向。这一认识来之不易，付出了高昂的代价。对此，我们没有必要再付一次“学费”。
 
对煤电这类生产资料行业，国家对其改革方向历来是明确的，那就是建立全国统一的、开放的市场体系，清除分割、封锁市场的行政性壁垒，营造公平竞争的市场环境，建立以市场形成价格为主的价格机制。
 
对于铁路、电力这类垄断性行业，其改革方向是政企分开，垄断性业务与竞争性业务分开，引入竞争机制，鼓励多元投资主体进入。
 
这就是说，必须在煤炭、运输、电力三个环节进行全产业链的市场化改革，而不是对某一个环节进行修补和调整。
 
坚持既定的市场化改革方向，就应当鼓励公平竞争和公平交易，加强监管、放松管制。下决心尽快取消煤炭、运力、电力的计划指标，清理和减少对煤炭生产、流通环节的税费;增加电力、铁路调度的透明度，在政府监管下实行公开、公平、公正的调度，以此调动煤炭企业和发电企业的积极性。
 
细化解决之道
 
具体而言，未来的调整和改革可以从八个方面展开。
 
一、进一步提高煤炭生产能力。在确保安全的前提下，启动和新上一批煤炭生产能力。
 
二、增强电力供给能力。在“电荒”严重的省份，抓紧核准一批前期工作基础扎实的火电项目。按火电建设周期平均22个—24个月计算，现在开工的项目要到2013年初可以投产。
 
三、清理和规范煤炭行业税费。按照清费立税的原则，清理煤炭行业不合理收费，推进煤炭资源税费综合改革。取消煤炭大省自行出台的煤炭收费项目，禁止地方政府出台限产保价措施。
 
四、建立全国统一的电煤交易市场，取消重点合同煤与市场煤的划分。与此同时，将电煤计划内与计划外运力并轨，建立公开透明的铁路运力交易市场，从而减少铁路运输中的寻租行为，降低电煤物流成本。
 
五、取消发电量计划指标。国家应明令取消各地自行下达的发电量计划指标，电网企业按规定的上网电价向发电企业购电。为了鼓励高效节能机组多发电，可以在南方电网实行节能发电调度的基础上，在国家电网推行节能发电调度办法。实施这两项措施，将有助于挖掘现有电力企业的发电能力。
 
六、加强对电网调度和收入的监管。电网企业实时公布调度和财务收支状况，由电力监管部门核定电网的收益。在电力体制改革没有完全到位、电网企业“三产”“多经”尚未完全分离的情况下，这将有助于防止电网企业获取过高的价差收入。
 
七、输配电价由政府核定、销售电价逐步放开管制。扩大电力直接交易范围，逐步以市场定价代替政府定价。以区域电力市场为主，推行“多买多卖”的交易方式。由发电企业与用户自行商定电力、电量、电价，签订各种期限的购电合同。电网企业可以按核定输配电价收取过网费，但要坚决杜绝各种其他形式的收费、加价。
 
实施这一措施后，电网在电力购销中过高的价差收入将减少。因此，即使发电企业会通过提高销售电价来消化成本上涨因素，终端用户的电价也未必会上涨，甚至可能下降。
 
八、完善以区域电力市场为主的电力市场，深化铁路体制改革，逐步将电网、铁路网的网络运输业务与电、煤产品的营销业务分开，形成由市场供求关系决定煤价、电价、运价的价格形成机制。
 

 

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责任编辑：lixin

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