拓展电力市场与深化电力改革

正确处理外送电价与省内电价差距悬殊的问题, 需要决心, 也需要时间。当前, 我们能够而且应该抓紧进行的,是根据国家电力体制改革方案的总体要求, “开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定,并执行国家规定的输配电价”。① 这项政策给了发电企业更大的灵活性, 有利于发电企业充分地开展市场营销。我省有条件的发电企业, 要争取率先开展向大用户直接供电的试点, 转变经营方式, 紧靠市场和用户, 切实满足用户的实际需求, 主动做好用电咨询等服务工作, 在努力开拓和稳住省外市场的同时, 注意了解和利用省外电力用户同省内企业发展技术经济合作关系的可能性, 最大限度地创造和利用客户关系价值。通过直接供电, 以较低的电价支持我省战略产业及重点企业的发展。这样做, 有利于打破原有的电网是唯一购买者的完全垄断格局, 也有利于逐步解决上述省内电价与外送电价差距悬殊的问题。

表2 四川长城钢铁公司用电情况表

(二) 实行电冶结合, 发展高耗能产业链

我省高耗能工业初步形成了一定的基础。在阿坝、雅安、凉山、广元、乐山等水电资源比较丰富的市地, 高耗能工业已经成为地方经济发展的重要支柱。

在中共四川省委、四川省政府发展高耗能产业的战略决策和大力支持下, 四川省投资集团公司通过投资建设嘉阳劣质煤坑口电厂, 兼并峨嵋铁合金厂, 构建“煤、电、冶”产业链, 一举救活嘉阳煤矿、嘉阳电厂和峨嵋铁合金厂三家国有企业, 盘活20 多亿国有资产, 稳定两万多名国企职工和家属。这是一个很具典型意义的成功案例。从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 可以大致总结出产业链(特定区域内相关企业间的长期战略联盟) 的稳定和发展, 取决于相关企业间价值与利益的平衡, 而这种平衡是他们从实践中创造出来的竞争定价机制、利益调节机制和沟通信任机制共同作用的结果。

从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 可以大致观察出产业链重心的变化轨迹: 其一是解决产品销路, 使相关企业摆脱困境; 其二重点转向提升产业链和有关公司在行业中的竞争地位; 其三是公司获得新的能力使所产出的价值最大化、总成本最小化, 强化竞争优势。

从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 还可以看出实行发电厂向电力大用户直接供电的优越性。当前在发展高耗能产业链方面值得注意的问题有: ⑴努力降低能耗, 提高高耗能企业的经营管理水平。⑵根据需要和可能, 对高耗能初级产品进行深度开发, 增加附加值, 提高生产经营的经济效益。⑶及时制订必要的法律法规, 切实贯彻“开发利用与保护环境并重”和“谁开发谁保护、谁污染谁治理”的方针, 走可持续发展之路。

(三) 积极开拓农民、农村、农业用电市场

我省农村用电水平偏低, 农民生活用电仅占全省用电7 %左右。阻碍农村用电市场发展的主要因素, 一是农民收入偏低, 负担过重; 二是农村电网建设滞后, 农村生活照明线路的线损率平均为30 %左右; 三是农电管理体制不顺,导致我省农村电价偏高。目前全省绝大多数农村生活照明用电电价在016～019 元/ kW•h 之间, 高出全国平均水平012 元/ kW•h , 高出我省城镇居民生活照明用电平均水平013 元/ kW•h 左右。少数边远山区电价高达2 元/ kW•h , 个别乡(镇) 电价还要高。

目前及今后的主要工作是: 继续推进农村电气化县建设, 提高农民收入; 加速深化农电体制改革的步伐, 完成农村电网的建设与改造, 切实降低农村电价, 开拓农村市场。

根据(白扬、里程方, 2001) 调查测算, 全省小水电供电区县镇农村居民户可以承受的代柴电价大体是: ⑴农民人均年纯收入800 元以下户, 比重15 % , 可承受电价011元/ kW•h 以下; ⑵800～1200 元户, 比重25 % , 可承受电价0115 元/ kW•h ; ⑶1200～2000 元户, 比重30 % , 可承受电价0125 元/ kW•h ; ⑷农民人均年纯收入2000 元以上户和城镇居民户, 比重30 % , 可承受电价0135 元/ kW•h 左右。因此, 按全省范围计算, 小水电企业可以取得的综合平均到户代柴电价为01267 元/ kW•h , 可以适应用户和供电企业双方的基本要求。