煤价飙升推动电价上调 市场化改革亟待推进

电力18讯：    今年5月份，国家发展改革委员会对全国各省市实行“煤电价格联动”，相应提高了各省市区的销售电价。根据20 04年6月至2005年3月车板煤价预计上涨等情况，国家发改委核定江西的销售电价平均每千瓦时提高3.97分钱。其中农业生产、农业排灌、中小化肥用电价格不调整；其他用电电价调整的标准为：居民生活用电上调3分钱，非居民照明用电上调8分钱，其余各类用电上调5分钱。

　　煤价暴涨推着电价走

　　江西省物价局有关负责人说，这次电价调整，是根据国家煤电价格联动方案实施的，主要是解决2004年6月份以来电煤价格上涨对发电企业造成的冲击，解决江西发电企业的经营困难。

　　为了遏制煤价过快上涨，在2005年度的全国重点煤炭产运需衔接会前，国家发改委制定了“2005年电煤订货价格应以2004年9月底车板价为基础，上下浮动8%的原则。然而，对于煤炭企业来说，8%的幅度为电煤价格打开了一个难得的上涨突破口。

　　面对煤价的暴涨和煤炭行业的涨价呼声，发电企业寸土必争。2005年春节前夕，在衔接会期间没有签下理想电煤供应合同量的五大发电集团联合上书国家发改委，反映电煤供需合同未能有效衔接和价格上存在的诸多遗留问题。发电集团反映的问题突出表现为：

　　一是电煤资源在衔接会上未得到有效衔接。衔接框架意见明确2005年直供电网电煤总量为4亿吨，但实际签订的供需合同严重不足，尤其是7300万吨新增机组用煤衔接堪忧，兑现也存在不确定因素；二是价格涨幅大大突破国家发改委电煤价格指导意见，将给整个电煤市场带来混乱，也给其他煤炭企业留下涨价空间；三是供需合同中价格条款存在遗留问题，虽然签订了中长期合同，但煤炭企业要求合同中必须注明“执行价格另见补充协议”，为日后涨价预留空间，背离了发改委“ 必须根据电煤价格指导意见明确具体执行价格”的规定，对年度电煤价格控制极为不利；四是国家关于煤炭资源衔接“三优先、三符合”的原则未能得到充分体现，电煤中长期协议未得到有效履行，原定价格再次被提高。 煤炭不让步，电厂不买单。一些发电企业人士认为，对于饱受“缺煤”、“劣煤”困扰的火力发电厂来说，随行就市的市场煤价遇上国家控价的计划电，矛盾自然异常尖锐。实行“电煤价格联动”，电厂理论上按照市价买煤多了一些操作空间。

　　这次全国性的电价调整，是给发电企业上网电价加价，电网经营企业分文未加。江西省发改委《关于江西电网实施煤电价格联动有关问题的通知》明确指出：“实施煤电价格联动，取消超发电价，适当调整上网电价”。

　　记者了解到，此次电价调整后，江西发电企业现行平均上网电价为0.36元/千瓦时。东津水电厂、分宜发电厂等的上网电价甚至达到了0.53元/千瓦时和0.47元/千瓦时，已超过了全省平均销售电价水平。

　　在“网厂分开”电力体制改革后，发电与供电已经分离，在生产经营和核算上都不是一家。上网电价超过销售电价，就象商品流通中进货价高于卖出价，省电力公司每购进这些电厂一千瓦时电量，就要实实在在的亏损几分钱，出现“购销倒挂 ”现象。

　　为何有关部门在调整电价时只考虑给电厂上网加价而不给电网加价？

　　对此，有关的解释是：为发电企业消化煤炭采购成本。据了解，目前，相当一部分发电企业在煤炭价格暴涨的情况下，面临着严峻的亏损：一是由于煤炭价格大幅度上涨，发电企业成本上升，盈利减少甚至出现亏损。二是煤炭价格持续上涨，而质量却不断下降。按照相同的价格，2004年电煤质量比2003年大幅度下降，其中煤灰含量已经增加到50%以上，而锅炉设计标准要求煤灰含量最高不能超过30%。由于杂质含量严重超标，电厂的锅炉已经多次出现“群炉结焦”现象。

　　一位发电企业的经理说，煤电联动在一定程度上缓解了发电公司成本压力，但不能从根本上解决煤、电矛盾。煤炭涨价形势不可逆转，控制发电公司发电成本是当务之急。

　　用电价格水涨船高

　　煤炭价格连续飙升，发电企业上网电价上调了，这最终反映到了电网销售电价上，社会用电价格自然就 “水涨船高 ”。

　　江西省发改委下发的关于江西电网实施煤电价格联动的通知明确，全省各类用户电价具体调整标准分别为： (一)农业生产、农业排灌和中小化肥生产用电价格不调整。

　　(二)国家产业政策鼓励类项目中，采用离子膜法工艺的氯碱生产用电和年产能10万吨以上的电解铝生产用电电价适当少调，电度电价提价标准每千瓦时为2.5分钱。

　　(三)其余用户电价每千瓦时提价标准为：居民生活用电3分钱，非居民照明用电8分钱，其他各类用电5分钱。

　　(四)为保障低收入居民基本生活不受影响，对由各级民政部门认定的城镇低保户、农村特困救助户及五保户居民，每户每用电量在30千瓦时内，凭县级以上民政部门发放的有关证件，仍按现行电价标准(每千瓦时0.56元)结算电费，每月用电量超过30千瓦时部分，价格每千瓦时<