王秀強

　　調，還是不調？

　　在官方公布電價調整方案之前，市場預期已經火熱。目前，已有多種調價版本在坊間流傳，為虧損面不斷撓頭的火電企業熱切盼望電價上調信息。

　　然而，即便發改委果真著手調整電價，也只能是權宜之計，國內還缺少市場化的定價機制，電價和煤價的去行政化干預進程，仍然路漫漫。目前上網電價、輸配電價和銷售電價都主要由政府定價。

　　國務院發展研究中心產業部部長馮飛建議：“電價改革的同時，應同步推進電力體制改革。建立以市場為主導，反映供求關系、資源稀缺性、環境成本的價格形成機制。政府應該從價格管理中退出。” 采訪中業內人士也直言，市場化改革是緩解煤電矛盾的理想路徑。

　　但一位不便具名的電力行業研究人士稱：“目前沒有跡象顯示，國家將放手電價管理權，交給市場定價。電力體制改革停在半路上，廠網分開后，競價上網沒有實施；主輔分離、主多分離不徹底，輸配電價核定辦法沒有出臺。”

　　在市場化未竟前，以上調電價彌補電廠損失，變得迫切。

　　“如果上網電價不調整，火電因虧損停機規模將擴大，電力投資積極性下降。取而代之的是緊張的‘電荒’局勢，明年3、4月份水電出力不足，‘電荒’將加劇”上述人士擔憂。

　　電價調控“去行政化”懸而未決

　　“調價方案”多版本

　　電價調整與否仍迷霧重重。

　　此前，媒體引述國家發改委官員表述，稱全國上調電價方案將于近期公布，市場對調價預期大為增強；隨后發改委價格司官員出面辟謠，稱尚無方案上報。

　　盡管如此，電力企業、輿論和機構對調價的期待未見消減。接近國家電監會人士向記者證實，電監會與相關部門的確在商定電價調整方案，調整時間及幅度，需要經過國務院最終審批。

　　在官方版本面世前，種種調價方案已經在市場流傳。

　　有華能水電開發人士告訴記者：“業內流傳上網電價每度將上調4分，用以清算歷史舊賬。”另有電力行業人士說，“12月1日，上網電價每度上調2.7分。”

　　山西電力協會人士告訴本報：“山西電廠上網電價每度上調6分錢才能實現盈虧平衡。南方上網電價普遍偏高，提高2-3分錢便可實現盈虧平衡。”

　　中電聯行業研究人士認為，由于火電、水電發電成本上漲等因素，“十二五”全國上網電價和銷售電價總體呈上漲趨勢，預計，“十二五”煤電平均成本上漲約5分/千瓦時。

　　該人士稱，參考“十一五”電價增長情況，預計“十二五”平均上網電價可能達到0.44元/千瓦時，平均銷售電價可能達到0.64元/千瓦時。而2010年，全國平均上網電價0.38元/千瓦時，平均銷售電價0.57元/千瓦時。

　　11月24日，投行花旗發布研究報告稱，“預計發改委近期將上調電價，以改善發電企業火電業務虧損的現狀。”同日，山西13電廠負責人進京反映調價訴求，但無功而返。

　　讓他們撓頭不已的火電虧損已經成為行業共識。不久前中電投出讓旗下漳澤電力，成為電力行業虧損的代表事件。11月25日，有華能中層管理者向記者表示因虧損，而無法完成國資委業績考核的擔憂。

　　1-10月份，全國電力工程建設完成投資5334億元，同比增長8.0%；但火電同比下降17.9%。同期，火電新開工規模比上年同期減少1443萬千瓦，同比下降49.4%。

　　頹勢之下，包括五大電力在內的電力企業希望通過調電價緩解矛盾。一位知情人士近日證實，最近國資委已派出工作組就電力央企巨虧問題調研并報國務院。

　　博弈煤炭“限價令”

　　在電價調整方案最終證實并揭幕前，發改委開始著手控制煤價。

　　近日，發改委會同神華、中煤等重點企業召開會議，要求2012年年度重點合同煤價格最高可上調5%；北方港口5500大卡熱量的電煤現貨價格不得高于800元/噸。

　　環渤海動力煤價格指數顯示，自2011年4月20日以來，環渤海5500大卡動力煤綜合平均價格均在800元/噸以上，最高價格在850元/噸以上。這意味著，如果煤炭企業執行限價政策，煤價將低于現行市場價格。

　　發改委希望神華、中煤等大型煤炭企業做出表率，“帶頭穩定煤炭價格穩定，承擔社會責任”。在地方，貴州、新疆等地的煤價限制措施也接連不斷。

　　然而這樣的調控，市場會否買單？

　　內蒙古一位煤炭中間商直陳：“現在出臺限價措施只會擾亂目前的煤炭市場，受損的將是買賣雙方。煤炭限價能否落實需要看明年經濟增長情況，如果經濟增速放緩，物價下降，煤價自然會下跌。”

　　之前的煤炭“限價令”也未必達到預期。2008年6月和8月，國家發改委曾連續兩次限制煤炭銷售價格；2010年底，發改委下發通知要求2011年煤炭重點合同價格不得高于2010年水平。從效果看，限價政策未能抑制煤價上漲。

　　雙軌制的煤炭價格，外加行政干預讓煤炭企業頗有怨言。粗略估算，2010年全國發電用原煤大概17億噸，其中約30%左右為計劃重點合同煤，價格比市場煤價低100到200元。據此計算，因執行重點電煤合同，煤炭企業將至少有500億元價值流失。

　　行政干預帶來的市場混亂顯然，“由于計劃煤價格低于市場，煤企合同兌現率低，且有摻雜使假行為，使煤質下降。”一位電力行業燃料管理人士說。

　　煤炭企業正通過不同途徑反映自身訴求。中國煤炭工業協會在《關于“十二五”促進煤炭工業結構調整指導意見》中建議，國家應深化煤炭市場化改革和煤炭流通體制改革，推行鐵路市場化配置，逐步取消取重點電煤合同。

　　未竟的煤電聯動

　　在電力向市場化過渡時期，更多的呼聲圍繞“煤電聯動”。

　　煤電聯動政策始于2004年年底。當時國家規定，以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便將相應調整上網電價。

　　一位資深電力研究人士說：“煤電聯動是電力體制改革的過渡方案，曾經為煤企、電企和用戶制定了明確的游戲規則。但在執行的過程中大打折扣，隨著煤價一路飆升，決策部門因種種顧慮中止聯動政策，這造成煤電企業連年虧損，而且錯過了通過電價引導電力消費、推進煤電協調發展的機會。”

　　反映在價格上，近年來的電價并不能及時且靈活反映煤價變化。

　　本報記者從權威電力研究機構獲取的資料顯示，根據煤價漲幅、煤電聯動機制和輸配電成本增加等因素測算，目前銷售電價欠賬約5.29分/千瓦時，其中，煤電上網電價欠賬3.38分/千瓦時，輸配電價欠賬2.41分/千瓦時。

　　專家指出，長遠看來，加快能源經濟體制改革是緩解煤電矛盾的根本方法。本報記者從參與能源“十二五”規劃人士處獲悉，規劃突出強調制度和機制改革創新，改革思路是用市場手段解決資源、環境的約束，政府減少行政調控。

　　中電聯在《中國電力行業發展規劃研究報告2011》中提到，要發揮市場調節發電電價的作用，完成從標桿電價管理過渡到通過電源市場招標確定投資主體和發電容量電價，簡言之，交易市場競爭形成電量電價。

　　無論煤企還是電企，市場化改革都是最終方向，但改革的決心還需在反復博弈中磨礪。

　　專家指出，在“十二五”期間能否最終出臺行之有效的措施仍待觀察，有資深電力人士看法悲觀：“政府不會放手電力項目審批、價格管制，至少五年內電力不會完全市場化。”