|
見習記者姚峰上海報道
面對突如其來的冬季電荒，12月21日，國家發(fā)改委下發(fā)電價調(diào)整通知，從2004年1月1日起，上網(wǎng)電價每度增加0.8分，銷售電價每度增加0.7分。
國家發(fā)改委副主任張國寶說，在目前的情況下，“適當?shù)厥鑼щ妰r因素也是需要的”
。
這意味著，此前五大發(fā)電集團因煤價電價不能聯(lián)動而拉閘限電的策略取得了一定成效。
而此前，從12月9～11日，電監(jiān)會主席柴松岳先后到華能、華電、中電投、大唐、國電集團進行調(diào)研。
電監(jiān)會作為推動電改的主導力量，面對電改一年來愈演愈烈的“電荒”，不得不與五大發(fā)電集團一起直面電力改革與發(fā)展中存在的問題。
業(yè)內(nèi)人士認為，今后中國總體能源偏緊是不爭的事實，但有多少體制性的頑疾放大了電力短缺？在今后長期能源偏緊的背景下，不斷完善能源管理體制，減少制度性原因?qū)δ茉炊倘钡姆糯�，當是重中之重�?/p>
煤哪去了？
從電力能源鏈上來看，“電荒”的直接原因是水電不足背景下的“煤缺”。整個江浙滬地區(qū)70%的電力來自于火力發(fā)電。截至11月17日，全國直供電網(wǎng)庫存煤1226萬噸，較10月份1367萬噸下降了141萬噸。華北京津唐地區(qū)10個電廠、華東地區(qū)12個電廠、山東6個電廠電煤庫存先后降至安全警戒線以下，僅能滿足電廠2～3天正常發(fā)電用煤量，火電發(fā)電企業(yè)已瀕于“無米下鍋”，面臨大面積限負荷、停機待煤的局面。
然而，現(xiàn)在的電煤告急讓煤炭行業(yè)很納悶。
今年截至11月30日，全國原煤產(chǎn)量完成1423324.7萬噸，同比增長21.1%。在有國有重點煤礦的22個省區(qū)中，14個省區(qū)同比增產(chǎn)，共計增產(chǎn)490.7萬噸；8個省區(qū)同比減產(chǎn)，共計減產(chǎn)76.3萬噸。
國家煤礦安全監(jiān)察局調(diào)度中心此前表示，煤炭“社會庫存處于合理水平”，煤炭生產(chǎn)基本能夠滿足需要。秦皇島煤炭市場副總經(jīng)理李學剛說：“煤炭在總量上肯定不缺，最多在部分品種上稍微偏緊，現(xiàn)在的缺煤可能被放大了�！�
既然基本滿足需要，怎么會出現(xiàn)“煤荒”現(xiàn)象？煤都到哪里去了？
據(jù)了解，目前對煤炭供應量反應比較敏感的主要是電力行業(yè)。一煤炭供銷企業(yè)的負責人介紹：“缺煤可能與訂貨量不足有關，現(xiàn)在對買煤最熱情的是省長，國家隊電廠的熱情遠不如地方隊電廠�！彼傅膰谊犚晕宕蟀l(fā)電集團為代表，地方隊以當年集資辦電、多家辦電形成的電廠為主。
李學剛認為，煤炭短缺在于電力行業(yè)不愿意接受價格不斷上漲的計劃外煤價�，F(xiàn)在市場上的電煤分三種：計劃內(nèi)電煤、計劃外電煤、市場電煤�，F(xiàn)在少的不是電煤，而是少計劃內(nèi)電煤。每年的煤炭訂貨會，電力企業(yè)會和煤炭企業(yè)簽訂煤炭供應合同，這就是計劃內(nèi)電煤。如果計劃內(nèi)電煤用完了，電力企業(yè)就不得不用計劃外煤，但“計劃外煤價還是要低于市場煤價”。
據(jù)業(yè)內(nèi)人士介紹，在電煤訂貨會上，電廠一般只愿意簽全年電廠用煤的40%～60%�！笆Ｓ嗟模郧半姀S大都去買小煤窯的煤，但今年各地加大力度關停小煤窯，一下子讓電廠面臨電煤采購上的困境。”發(fā)電計劃難題
目前，計劃外電煤的價格已經(jīng)超出了煤價最高年度1997年的水平，許多發(fā)電公司不愿意為高價的煤買單，在發(fā)電公司看來，煤價的持續(xù)上漲加大了電廠的生產(chǎn)成本，但電企又不能隨意將電價上調(diào)。于是，一方面是已然市場化的煤價，一面卻是計劃審批下的電價�！懊弘婍斉！辈]有絲毫松動的跡象，從今年初到現(xiàn)在，電煤價格高低問題一直困擾著的電煤供求，即使國家發(fā)改委出面協(xié)調(diào)也并沒消除。
漳澤電力的一位人士表示，“在達到電企所能承受煤價最高的限度時，電企只能采用停機限產(chǎn)的措施來維護電企的運營成本�！边@一行為顯然在某種程度上加重了“電荒危機”。
除了煤價上漲，電力行業(yè)不愿意發(fā)電還有一個原因。據(jù)悉，按照湖南省物價局核定的電價，株洲電廠計劃內(nèi)每度電的上網(wǎng)價格為0.36元，計劃外每度電按0.25元結算。而在電廠出示的經(jīng)濟指標表中，每發(fā)一度電的成本約為0.27元，也就是說，超過計劃部分每多發(fā)一度電，電廠就要虧損2分錢。
也就是說，企業(yè)完成年發(fā)電計劃以后，發(fā)得越多，虧損得越多�！霸谶@種情況下，電廠怎么會愿意多發(fā)電？”江蘇一位合資電廠的人士表示。
更令人擔憂的是，由于目前湖南全省拖欠電費高達30多億元，造成很多發(fā)電廠不能及時足額地回收上網(wǎng)電費。在煤價上漲、企業(yè)虧損、資金回籠困難的情況下，一些發(fā)電廠缺少流動資金，無錢買煤。電網(wǎng)步履艱難
長沙市經(jīng)貿(mào)委主任趙躍駟介紹，從上個月30日起，長沙的供電開始“開三停一”。但對此，電網(wǎng)大區(qū)調(diào)配卻顯得無能為力。目前湖南電網(wǎng)只有一條線路與外界連接，也就是湖北葛洲壩到湖南崗市的50萬千伏的線路。
對此，國家電網(wǎng)公司總工程師趙遵廉解釋，由于湖南目前通過50萬(千伏)線路與華中電網(wǎng)連接，華中電網(wǎng)已經(jīng)滿負荷向湖南地區(qū)送電，送到最高的負荷值。這條線路每天送電的極限是1400萬千瓦時，現(xiàn)在唯一的辦法就是保證24小時不間斷送電。
類似的電網(wǎng)尷尬絕不只限于湖南。在各地一片電力告急中，除了煤電“斗法”外，電網(wǎng)建設的滯后也讓電荒得到了進一步放大。
上海大學教授、電力專家言茂說：“在電力體制改革前，電網(wǎng)建設都是省為單位，電網(wǎng)這樣的省間壁壘都或多或少存在。”這種壁壘甚至在一省內(nèi)部也會出現(xiàn)。比如江蘇。
江蘇省電力公司表示，受資源性缺電影響，預計江蘇整個冬季的供電缺口約在370萬千瓦以上。
據(jù)記者從相關渠道得到的數(shù)據(jù)，江蘇的發(fā)電量1800多萬千瓦，用電負荷為2000萬千瓦，從數(shù)字上看，相差只有200萬千瓦，但為什么現(xiàn)在的缺口卻高達370萬千瓦呢？
江蘇電力系統(tǒng)的一位人士道出隱情：“除了電力產(chǎn)能外，一個主要原因就是蘇北發(fā)的電不能順暢地供應到蘇南�！彼嘎�，過江的輸電線路有限，江蘇電網(wǎng)本來可以通過省內(nèi)調(diào)劑的一部分電力被擋在了江北，從而造成了本來的200萬千瓦缺口擴大到了370萬，增加了近一倍。“電被堵在路上�！�
江蘇省電力公司一人士說：由于50萬千伏以上的過江輸電線路建設權不在江蘇省，所以，這種“蘇北脹、蘇南餓”的情況，短期內(nèi)“還難以解決”。
體制性原因放大電荒
而長遠來看，電網(wǎng)問題會更加嚴重。今年，電網(wǎng)公司可能面臨建國以來的首次虧損。
“省電力公司今年將難保盈利�！闭憬娏σ蝗耸勘硎�。該人士表示，連續(xù)進行了四年的農(nóng)村電網(wǎng)改造工程，讓電網(wǎng)公司背上了沉重的債務負擔。以浙江為例，至2002年底，浙江電力在農(nóng)網(wǎng)改造上的投入已累計達160億元，而這筆主要來源于銀行貸款的農(nóng)網(wǎng)改造資金，給浙江電力帶來了沉重的還本付息壓力。據(jù)估計，今年浙江電力將因此增加發(fā)電成本0.02元／千瓦時。
廠網(wǎng)分離后，省級電力公司變成了單一的電網(wǎng)公司，原先省內(nèi)的大部分電廠也多以行政劃撥方式歸屬五大發(fā)電集團。進而，省級電力公司在原先省內(nèi)電廠的投資收益也悉數(shù)歸了五大發(fā)電集團。預計，浙江電力今年將因此減少投資收益2～3億元。
目前的缺電使各地都引爆了投資建設電廠的熱情，省級電力公司是電網(wǎng)建設的主要力量。目前的這種境況必然導致電網(wǎng)建設的困難，在這種情況下，不要說電網(wǎng)發(fā)揮大區(qū)調(diào)配能力，就是最為基本的電網(wǎng)安全也不能保證。
國家電網(wǎng)公司副總經(jīng)理李彥夢坦陳，當前國內(nèi)電網(wǎng)潛在的問題和危險比較多。由于長期以來電網(wǎng)發(fā)展一直處于服從或次要的位置，“重發(fā)、輕供、不管用”，造成了電網(wǎng)方面欠賬較多，電網(wǎng)結構也比較薄弱。
一業(yè)內(nèi)人士認為，“關鍵還是煤炭、電力體制改革后，產(chǎn)生了新的利益重組，卻沒有新的協(xié)調(diào)機制來配套，所以要么行業(yè)間相互扯皮，要么借拉閘限電向決策層施壓，要政策�！�
江蘇省電力公司一人士表示，國家應該制定相應的配套政策，比如說給超發(fā)電廠以發(fā)電計劃和資金的補貼，但現(xiàn)在顯然沒有，電改方案只體現(xiàn)出電力的市場化因素，卻沒有體現(xiàn)出電力工業(yè)的社會服務角色。他說：“以前電力工業(yè)的社會職能由煤炭和電力一起消化，但現(xiàn)在都留給了電力，電力公司肯定不干�！�
| 
