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如何加强管制难除“电荒”

时间:2012-03-25 浏览:933

煤电矛盾反复出现,今年成为“电荒”的重要原因。煤电矛盾表面上看是煤企和电企两家的价格博弈,本质上则是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。在这个产业链中,过度管制和行业垄断问题十分突出,价格机制没有发挥应有的调节作用,这是导致煤电矛盾的根本原因。

有的专家把煤电矛盾归结为“市场煤”遇上“计划电”,事实上电煤交易还不是一个完全意义上的市场行为。

中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铁路运力,煤价较低;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,产煤大省纷纷出台控制煤炭产量的“限产保价”措施,包括用“煤票”约束煤炭出省总量。在煤炭资源整合、整顿煤矿安全中,关停一部分中小煤矿,减少了煤炭产能。由于煤炭交易没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则,煤炭价格和产量受到控制,造成电煤市场缺少充分竞争。

电煤成本中,除开采成本外,各种形式的收费占煤价的比重越来越高。煤炭企业除缴纳企业所得税、增值税等企业需要缴纳的一般性税种外,要缴纳煤炭价格调节基金、铁路建设基金等费用约30种。这些费用占煤炭销售收入的35%~45%。有的产煤大省,对铁路运输和公路外运的煤炭收取运销服务费、管理费、代销费。煤炭出省还要另外征收“出省费”。除此之外,煤炭企业还要为地方承担河道管理、村庄搬迁、绿化、林业、垃圾处理、医疗卫生等方面公共服务的支出。目前产煤省已经形成了促进煤炭涨价的内在动力,煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。

在产煤成本之外,中国很多地方的电煤物流成本达到电煤消费价格一半以上,下游企业不堪重负。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相当高的代价,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。煤炭供需关系越紧张,运输中间环节的放大作用越明显。

在电力一侧,发电企业的上网电价和各类用户的销售电价,仍由行政审批决定。上网电价确定后,如果电煤涨价,电力企业就会要求出台顺价政策,否则无法避免电力行业大面积亏损;同理,某些时段电力供大于求时,电力企业也不能降价促销。

这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性,也使电力价格失去了调节供求关系的应有功能,造成电力资源不能合理配置。

中国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法,由地方有关部门对各个机组平均分配发电量指标。今年以来,全国很多地方用电紧张,不少电力企业不是开足马力生产,而是在完成计划电量后,就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下,很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

长期以来,缓解煤电矛盾有两种思路,一种是加强管制,一种是放松管制。近几年提出的一些措施,如煤电联动、煤电一体化、限制电煤价格、实施煤炭储备等,总的方向是加强对煤电产业的干预,试图以人为的调度、调价代替市场机制化解煤电矛盾,实践证明成效十分有限。

煤炭从坑口运到电厂,再变成电送到插头,每一个环节都纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租、看得见的手与看不见的手等等复杂关系。中国改革的方向是市场化改革,对煤电运产业链来讲也不例外。总之,政府化解煤电矛盾总的思路应当是:鼓励竞争、公平交易,加强监管、放松管制。

政府部门近期应下决心尽快取消煤炭、运力、电力的计划指标,大幅度减少政府对煤炭生产、流通环节的收费;增加电力、铁路调度的透明度,在政府监管下实行公开、公平、公正调度,最大限度地调动煤炭生产和电力企业发电积极性。同时新上一批火电项目,提高电力供给能力。

从长期来看,应选择合适的时机建立全国电煤交易市场,完善以区域电力市场为主的电力市场,深化铁路体制改革,加快政企分开,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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