关于煤电价格扭曲的分析与对策研究

任珂珂 万旭仙 姚晓红

一、前言

近年来，火电行业一直深受煤炭价格上涨和电力体制改革停滞之苦。煤炭价格高，煤电联动政策实施不到位，使部分火电企业亏损严重，影响了企业的发电意愿和积极性。表面上看，煤炭企业和电力企业争执不下的问题在于价格。煤炭企业认为，现行的价格实际上是煤炭对电力的补贴，电煤价格应该向市场上的煤炭价格靠拢，甚至接轨。电力企业则叫苦连连，以至于不断爆出行业亏损的新闻，认为煤炭企业根本没有考虑电力企业的承受能力。目前，煤电市场实行的是计划煤、市场电，过去计划煤一直低于市场煤，煤炭涨价是向市场化接轨。但是，电价是受政府控制的，一旦涨价用电企业受不了，各个利益相关者之间是牵一发而动全身，如何破解煤电价格扭曲成为燃眉之急。

二、煤电市场的现状

自2002年中国出现局部电荒，2004年演变为24省市“拉闸限电”后，电荒几乎“年年讲，月月讲”。在发电厂、地区性发电分(子)公司和全国性发电集团公司三个层次上的发电企业的经营状况越来越差。

图12005-2011年我国五大电力企业的营业利润率

从图1可以看出，我国五大电力企业在近7年间几乎处于微利或者亏损状态。这种状况直接导致电力企业的发电积极性减退，更进一步导致电荒的发生。从图1中还可看出，2008年的时候整个行业基本处于亏损状态，营业利润率出现负值，2009年才出现好转，但是营业利润率依然很低。电力企业一直亏损，中国国电集团的负责人反映说是上网电价不足以弥补发电单位变动成本，出现越发越赔的价格扭曲现象，最终导致电荒的发生。

我国现有的电源结构以火电为主。“电荒”困局的出现使火电虽一直处在我国电力消费结构中的绝对主力地位，但其所带来的重大隐患和问题也凸现。图2是我国2005-2010年发电量中各个能源所贡献比例的柱形图，从图中可以清晰地看到我国电力行业的主要发电结构以及这几年的结构变化。

图22005年-2011年我国电力发电结构

从图2可以看出，7年间虽然出现了风电这样新的发电能源，但是火电仍然占据着发电结构的主体部分，每年都有80%以上的发电量是由火电供应的。而火电中燃煤（含煤矸石）发电的比例高达90%以上（以2010年为例，燃煤（含煤矸石），占据火电中各能源发电比例的96%），煤炭发电显而易见为火电的主力。因此，煤与电密不可分之关系昭然天下。尽管火电装机容量增速近年来在逐年下降，但是火电依然是我国能源供应体系的主力电源。根据测算，“十二五”期间，新开工建设的火电规模将达2.6—2.7亿千瓦。这样，“十二五”末火电占比仍将保持在60%以上。这使得煤炭的供给与价格的细微变动对电力整体供应产生着直接的影响。

三、煤电市场价格扭曲的原因

（一）煤炭物流成本高

煤电之争引发的电荒，发电企业认为罪魁祸首是煤价太高。其实国内的煤价并没有和国际煤价接轨，之所以会觉得煤价高，一个不容忽视的原因就是煤炭的物流成本。在运输过程中，各种名目繁多的收费给电力企业带来很大的负担。点装费、车皮费、卸货费等等，特别是点装费太贵已经成为煤炭运输环节中的主要阻碍，而运力紧张使中间运输环节的加价更加严重。据统计，从煤炭开采出来到运至电厂，中间运输环节的成本就占了总成本的60%左右。

（二）煤炭运输瓶颈多

众所周知，我国煤炭资源的分布是“西多东少”、“北富南贫”，但是经济结构却相反，东南部发达的经济对电力的要求只会越来越多，“西煤东调”、“北煤南运”的运输局势将会长期存在。这也是我国煤炭资源分布不均所必须面对的。我国煤炭生产与电力需求在整体布局上严重失衡，70%的燃煤电厂分布于东中部负荷中心，这就形成了“西煤东送”，“北煤南运”的格局，从而推高了火电成本，给交通运输及环境保护增加了压力。

目前，我国已形成四大煤运通道：“三西”外运通道、东北通道、华东通道、中南通道。其中，“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）是我国煤炭能源中心和外运基地，其煤炭资源占我国总煤炭资源分布的64%。 “三西”煤运通道分北、中、南三大通路。2009年南部通道和北部通道能力利用率在90%以上，中部通道能力利用率为116%，可见“三西”地区运输能力已处于饱和状态。煤炭流通环节是否顺畅对保障煤炭资源稳定供给具有重要影响，运输瓶颈的持续存在造成我国煤炭供给出现阶段性、局部性资源供应偏紧。由于煤运通道体系尚未建成，煤炭运输瓶颈问题呈现出突出状态。

（三）电企产能低下、薪酬高昂

在火电发电结构中，煤是绝对的发电能源。根据电力部门统计，生产1度电平均需要消耗标准煤351克，而日本燃煤电厂同样生产1度电平均只消耗标准煤263克，两者相差88克标准煤，多消耗能源33.5%。就是说，火电企业生产效能相比而言比较低下，生产成本随之上升。

在电力企业的利润表中，营业总成本中所占比重比较大的为营业成本和管理费用。营业成本主要包括燃料、人工、福利、运输、折旧等输配电成本，管理费用中包括了出国人员费用、业务招待费、外事活动费、董事会费、党团活动费等支出。根据国家电监会提供的资料显示，主要电力企业输配电成本构成中，职工薪酬所占比例达到了20%，排位第一的是折旧费占41.64%，其他费用排第二占27.15%。另一方面是电力企业的高福利。电力、电信、金融保险、水电气供应、烟草等行业职工的平均工资是其他行业平均工资的2-3倍，如果加上工资外收入、职工福利待遇上的差距，实际收入差距可能在5-10倍之间。这种高福利高消费的现象，对煤电的价格扭曲也是有影响的。

四、解决的对策

（一）加快特高压网络建设

在我国“十二五”规划中，特别指出将在全国建成华北——华中——华东、东北、西北和南方四大区域电网，在四大区域电网之间建设特高压直流输电线路，而在“三华”区域电网内部建设“三纵三横”的特高压交流网架。这一规划的实施，有利于缓解当前的煤电矛盾，将在很大程度上解决全国煤电资源分布不均的现象，也将对缓解跨区跨省送电、部分地区电力供需紧张发挥重要作用。

（二）煤电一体化

煤电一体化的原则是优势互补、互惠互利。这种模式能够提高自有煤炭产量，对于发电企业来说，首先，可以保障企业自身一部分的用煤量，同时避免了煤炭购销等大部分的中间环节，一定程度上降低了煤炭物流成本，从而增加了企业的盈利空间。其次，随着发电集团自有煤炭产量的提高，其议价能力也得到了提升，从而有力地保证煤炭的供应量。例如，淮浙煤电有限公司是皖、浙两省打破体制壁垒、行业壁垒，突破区域界限，由淮南矿业（集团）有限责任公司和浙江省能源集团有限公司各出资50％，按照煤电一体化的模式共同投资组建。对煤炭产地淮南方来说，通过煤电一体化可以获得长期稳定的浙江电力市场和收益，延长产业链，增强了抵御市场风险能力，还可以解决当地就业和获得较高税收。对电力需求大省浙江来说，变输煤为输电，既解决了每年数百万吨电煤的运输难问题，又直接获得了便宜的电力电量，还可以减轻节能减排的压力，真正实现了1＋1>2的放大效应。

但是，电力企业大举进入煤炭行业，在客观上造成了我国煤炭产能的大幅增长。如果国内煤炭产能继续增长下去的话，有可能面对的就是全行业的产能过剩，这也是必须站在行业发展的大局上考虑的问题。

（三）电企实行内部化改革

电力系统认为通过提高上网电价可以缓解电力紧缺，从内部化改革着手也不失为解决良方。第一是清退中高层股权。随着中高层股权的退出，进而推进对依然有职工股份企业的业务市场化。第二是进行战略性的重组。对于一些可以社会化的业务进行社会化重组，对于存在重大业务关联、同类型业务的电力企业可以由主业整合收回。第三是增强技术创新与研发。从提高产能效率上降低发电成本，从而避免电力企业产能低下、薪酬高昂的状况。

（四）政府监督及价格管制

在主要电力企业输配电成本构成中，排位第一的是折旧费占41.64%。根据我国五大电力企业的财务报表显示，它们固定资产的构成主要是房屋及建筑物、发电设施、运输工具。经过对大唐发电2011年折旧费用的计算得知，其中发电设施的折旧费占累计折旧总和的90.28%，进而计算得知整个电力行业的折旧费中发电设施所占比重达到九成左右，这样，通过对发电设施等固定资产的审计可进一步保证发电成本最优化。政府可以代表民众发挥行政作用——建立“电力企业审计协会”，通过定期的审计工作，严格控制电力企业的成本，从而有效保证电力企业的每一项支出都明确清楚。

再者，政府可以实行价格管制——“高峰负荷定价”。电力的消耗主要在白天，而且中午对电力的需求大于午夜，所以中午电力的边际成本高于午夜，政府可以根据边际成本在一天中不同时段的变化比例制定价格。中午用电高峰制定的价格高于其他用电峰段的价格，这样用电企业考虑到生产成本就会采取节能的生产方式，降低用电量，从而间接地缓解煤电的价格扭曲。

五、结束语

煤电价格扭曲是一个复杂的问题，不是单单只由一方因素导致的，它是一个长期、多方面累积而成的问题，对于它的解决需要像剥洋葱一样，在政府的协调环境里兼顾各个利益相关者之间的利益一瓣一瓣地慢慢剥下来，煤电之间的价格扭曲现象才不至于愈发繁杂。

（作者单位：1.2兰州交通大学经济管理学院；3.数理与软件工程学院）