【正文】 000 元，30－60 萬千瓦國產機組的火電為 5400－6300 元，進口的 66 萬千瓦機組為7200－8200 元，水電比火電高約 40%。盡管水電的建設成本高于火電，但是隨著國家對環(huán)?？刂埔蟮奶岣?，如果考慮到火電廠脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保要求所需資金（約占總投資的 1/3） ，單位千瓦火電建設成本比水電低的優(yōu)勢差不多喪失殆盡。而水電站的長運營期和低運行成本卻是火電站遠遠不及的。目前，國內水電公司運行成本一般是 － 元/千瓦時?；痣姀S由于需要源源不斷地購買和運輸大量燃料，而這方面的費用約占火力發(fā)電總成本的 60%70%，致使目前火電運行成本高達 元/千瓦時左右，隨著煤炭價格的上漲，火電廠的發(fā)電成本還將上升。至于其他能源如核能、風能在中國尚屬新技術，對外國技術依賴性很大，成本都比較高。所以，在發(fā)電公司實行競價上網時，水電公司的優(yōu)勢最為明顯。因此，隨著發(fā)電排放的環(huán)保折價標準及相應配套稅收政策的出臺，在國家大力扶持水電企業(yè)的政策下，水電的發(fā)電成本低廉帶來的競爭優(yōu)勢將會給火電帶來一定沖擊，而隨著未來競價上網的逐步實施，電力尤其是油電的成本過高問題將非常突出，加上電力產業(yè)內部產業(yè)政策的變化，火力發(fā)電在我國發(fā)電市場中所占的份額會有所縮小。不過，盡管燃煤電廠的發(fā)電量在電力結構中的比重將不斷下降，但絕對數還將繼續(xù)提高。預計到 2050 年，燃煤電23 / 27廠發(fā)電量仍然要占 50%左右。（二）競價上網將使電力企業(yè)兩極分化日益嚴重競價上網后，電價的統(tǒng)一趨勢必然將導致電力企業(yè)盈利水平出現較大分化。由于電力企業(yè)具有明顯的規(guī)模經濟效益，大機組、大電廠相對于小機組、小電廠來說具有無法比擬的成本優(yōu)勢，因此象華能國際、大唐電力等擁有大機組的企業(yè)在電力體制改革中無疑將會受益，其發(fā)電量和效益都將得到增長。而那些發(fā)電成本高、規(guī)模小、機組性能差的電力類企業(yè)由于市場競爭力較弱，市場份額將會逐步縮小，經營業(yè)績堪憂，加上國家對小火電清理的力度正日益加大，未來面臨著被淘汰出局的境地。除了規(guī)模因素外，競價上網會對擁有不同機組的電力企業(yè)影響不一。按未來的電力定價機制，無論是還貸未完的現有機組還是將要新建的電廠都要改按發(fā)電項目經營期核定平均上網電價（目前實行的是還本付息定價制度） ，從長遠看將促進電力企業(yè)的更快發(fā)展（提高效率、降低成本） 。但對于電力企業(yè)而言，視其所擁有的機組情況不同，其盈利將受不同影響。比如，新投產發(fā)電機組的盈利能力將可能下降，對現有機組來講，如果使用的是銀行貸款或社會集資，其盈利能力將受到明顯不利的影響。而華能國際、北京大唐等老電廠折舊提取已基本完成，沒有債務，財務費用較低，在電價競爭上具有優(yōu)勢。另外，因國家政策的傾斜，擁有符合環(huán)保要求的機組的電力企業(yè)將有一個較為寬松的經營環(huán)境。總的來看，競價上網會使我國的上網電價下降，這對所有的電力企業(yè)都是一個沖擊，但具有競爭優(yōu)勢的電力企業(yè)可以通過擴大市場份額來獲得比以前更高的收入和利潤，從而導致電力企業(yè)的分化。但是，電力體制改革是一個長期的過程，競價上網真正在全國范圍內實施還需要一段時間。因此，它對具體企業(yè)的影響需要參照其發(fā)電方式、發(fā)電成本、企業(yè)規(guī)模、所處地區(qū)等因素做具體分析，不能一概而論。在廣東、江蘇、上海等經濟發(fā)達、電力緊張的地區(qū)存在的高電價隨著競價上網的逐步實施有下降趨勢，這會使當地的發(fā)電企業(yè)的利潤將來會有所下降。從目前來看，在 2 年內全國范圍內實施競價上網的可能性很小，但在單個電網內部實施競價上網的可操作性很大，尤其是南方電網獨立后，隨著“西電東送”24 / 27計劃的實施，廣東地區(qū)的電價可能會有較大幅度的下調，這將部分發(fā)電成本較高的廣東發(fā)電企業(yè)面臨較大的經營壓力。而對于山西、內蒙古等煤炭產區(qū)的發(fā)電企業(yè)來說，由于臨近煤炭礦區(qū)，發(fā)電成本較低，通過競價上網可以獲得更大的市場份額和利潤，這些企業(yè)包括：漳澤電力、內蒙華電、西山煤電等獨立上市公司以及華能國際等大的發(fā)電集團在當地的發(fā)電企業(yè)。 電煤采購政策（一）電力體制改革后的電煤采購政策趨勢我國電力工業(yè)以火力發(fā)電為主，火電占全部電力生產的 80%，而用于發(fā)電的煤炭占每年煤炭產量的 70%，因此電力體制改革勢必對電煤生產產生深遠影響。電力改革以后，電力煤炭采購將改變目前的單一壟斷采購模式，有分有合，演化為幾個具備一定規(guī)模的集團采購。新組建的兩大電網公司和五個發(fā)電集團公司在 2022 年訂貨前都同意電煤訂貨由中能燃料公司(原國家電力公司下屬負責煤炭采購供應的公司)統(tǒng)一進行，但各公司正式掛牌后，對未來電煤采購都有自己的想法，所以并不完全配合中能燃料公司的工作，導致電煤采購的實施更加復雜。電力競價上網不但在電廠之間引入了競爭機制，而且必將引發(fā)電廠對成本的嚴格控制，其中最主要的是降低主要成本的煤炭價格。由此，在合同關系以外，電力集團采購將可能采取各種各樣的采段以最大限度地降低成本。一是競價招標采購；二是簽定議價合同；三是委托集中采購；四是兼并收購建設煤礦，從源頭開展競爭；五是在小煤礦集中地區(qū)或港口集散地自行采購；六是南方地區(qū)電力企業(yè)，在條件具備的情況下利用國際資源調節(jié)；七是與鐵路運輸企業(yè)、港口、航運企業(yè)組建綜合性(集團)公司，擴展競爭領域和競爭范圍，實行電力資本的順向、逆向擴張等等。這將在一定程度上引發(fā)煤炭企業(yè)之間的惡性競爭。電力上網還會引發(fā)煤炭與其他能源品種之間的競爭。目前，我國水電企業(yè)的營運成本（不含建設成本）是每千瓦時 元～ 元之間，而火電企業(yè)的運行成本卻在每千瓦時 元左右?？紤]到今后火電企業(yè)脫硫、除塵等環(huán)保方25 / 27面的投入，如果火電價格高于其他能源品種的發(fā)電價格，火電便會失去競爭力。（二）電煤采購的進展由于我國電煤長期實行計劃采購政策，電煤價格問題一直是煤電雙方爭執(zhí)的焦點。過去，用煤企業(yè)都是按照國家計劃與煤炭企業(yè)簽訂合同，電力企業(yè)也不例外。從近幾年計劃內的電煤價格和市場價格比較看，國內電煤價格一直低于市場價格。其中固然有電煤需求量大、集中采購運輸成本較低等原因，但也不能排除國家在協(xié)調煤電行業(yè)發(fā)展上的政策導向等因素的影響。從這個意義上來說，電力行業(yè)的高額利潤是以犧牲煤炭行業(yè)為代價的。由于利益分配不均，煤炭企業(yè)和發(fā)電企業(yè)多次產生價格分歧。在 2022 年 12月在長沙召開的全國煤炭訂貨會上，煤礦在充分考慮電力企業(yè)承受能力的基礎上，提出調整部分煤種的價格，但電力部門堅持“不談價，不變交貨方式，不修改合同條款”的三不原則，結果導致許多電力企業(yè)沒有采購到足夠數量的煤炭。拖延數月之久的 2022 年電煤供應問題，隨著發(fā)改委的多次協(xié)調，在 2022 年 5月調高山西電煤價格的通知而得到初步解決。國家發(fā)改委在 2022 年 5 月通知發(fā)給了山西省和 5 大發(fā)電集團及兩大電網公司。建議發(fā)電用煤在 2022 年合同價格的基礎上，貧瘦煤和無煙煤每噸提高 8 元，大同優(yōu)混煤每噸提高 2 元。發(fā)改委強調，煤電雙方企業(yè)要按照協(xié)調價格，在 2022 年 6 月底以前把電煤訂貨合同補簽完畢，不簽的企業(yè)后果自負。這次電煤訂貨價格上漲，無疑會造成發(fā)電成本的增加。2022 年全國電煤平均價格為 136 元/噸，平均到廠價格 210 元/ 噸，平均供電煤耗按照 381g/kWh 測算，電的燃料成本平均為 元/ 千瓦時，按照新近確定的電煤價格，電的燃料平均成本將上升至 元/千瓦時，上漲約 %。當然，各地區(qū)發(fā)電企業(yè)因所處地區(qū)不同，煤炭價格也有差別，從而對成本的影響也不同。如山東電力、華能集團、華能國際、湖南電力、湖北電力等，將增加支出 4—5 億元。 一年一度的煤炭訂貨會，2022 改名為“產運需銜接會” ，希望借此積極探索符合市場機制要求的煤炭交易形式。為了打破“煤電之爭”的瓶頸，國家發(fā)改委制定了新的游戲規(guī)則，——煤電價格聯動。煤電雙方要按照價格聯動機制26 / 27的精神，對尚未簽訂長期合同的電煤，2022 年的車板價以 2022 年 9 月底實際結算的車板價為基礎，在 8%的幅度內進行浮動、進行協(xié)商。東北地區(qū)以及內蒙古東部地區(qū)，如果 2022 年 10 月份的電煤價格超過了 9 月份，2022 年繼續(xù)維持該價格。不過，從長期發(fā)展趨勢看，盡管我國的電煤價格已經初步放開，并且隨著電力需求的迅猛增長，電煤價格出現了較大幅度的上升。但是我國煤炭行業(yè)總體仍供大于求，這制約了煤炭價格的上漲空間，而環(huán)保的要求也使部分煤炭的消費量降低，煤炭價格的上漲是有限度的。另外，如果火電企業(yè)滿負荷生產，發(fā)電量的加大使單位發(fā)電成本下降，也可以部分抵銷煤炭價格上漲的影響。因此，火電企業(yè)在煤炭政策上仍然有很大的決定權。四．結論與政策選擇1．在新的經濟加速發(fā)展周期中，由于冶金、化工、建材等重化工業(yè)的加速發(fā)展，另一方面由于居民消費結構的升級，從生產和生活兩個方面產生了電力消費的強大需求。2022 年電力需求彈性系數高達 ，2022 年達 ，在供給沒有跟進的情況下，導致了較大的用電缺口，電力緊缺給經濟增長帶來了較大的傷害，大多數省份通過拉閘限電維持電力供應。2．在市場需求的刺激下，2022 年以來電力投資加速增長，這些投資將在2022 年底、2022 年形成生產能力并投產，預計 2022 年全年的發(fā)電量將達 萬億千瓦時。與此同時，隨著國家對鋼鐵、水泥等固定資產投資過熱的宏觀調控，高耗電產業(yè)的發(fā)展將受到一定程度的制約，對電力生產方面的需求增長速度會略有下降。我們預計，2022 年底電力供需會趨平。目前電力緊缺的局面不會持續(xù)太長時間。3．在一定的產業(yè)結構和經濟發(fā)展階段，電力的消費需求彈性是相對穩(wěn)定的。根據我國目前的產業(yè)結構和經濟發(fā)展水平，我們預測我國電力需求仍然會保持較高的增長速度。2022 年電力需求量將達到 3 萬億千瓦時，2022 年電力需求量將達 4 萬億千瓦時，2020 年電力需求將達到 5 萬億千瓦時。基于電力產品特殊性，電力方面的投入應該根據經濟發(fā)展水平和對電力的消費需求來組織。27 / 274．由于電力產品具有不可儲存性的特征，盡力維持電力的供需平衡必須堅持效率原則。一方面要發(fā)揮價格機制在引導消費與生產方面的的作用，另一方面也要求政府部門對電力發(fā)展進行充分的規(guī)劃與指導，糾正市場機制下電力發(fā)展的扭曲。近兩年來電力緊缺局面的嚴重性反映了我們目前電力運行機制上的缺陷，對于這一缺陷我們的判斷是市場機制在電力產業(yè)發(fā)展方面的力量太薄弱，傳統(tǒng)的“看得見的手”由于其固有的信息和激勵方面的劣勢，機制比較僵硬，不能正確保持電力行業(yè)供需平衡與健康發(fā)展。市場化是未來電力行業(yè)運行機制深入改革的一個基本的取向。5．在電力體制市場化取向的改革過程中，發(fā)電領域應該充分培育市場主體，鼓勵民營企業(yè)進入電力生產領域。加快對原有的大型發(fā)電企業(yè)進行實質性的產權改革，為“競價上網”提供可行的市場競爭主體。6．我國目前電網建設不足，企業(yè)分布不合理。電網是一種自然壟斷行業(yè)，如何實行有效的電網公司經營機制，使得電網能夠擁有較好的信息反饋機制和激勵機制，確實根據經濟發(fā)展需要布網、建網，合理輸配電力，這是電力體制改革的需要深入探索的一個問題。7．電力價格的合理性直接影響到電力資源配置的效率。電力價格改革的基本原則是實行競加上網，制定獨立的輸配電價，引入配售公開，實行獨立的售電服務電價，最終形成發(fā)電、輸電、配電和售電均有獨立價值體系的電價形成機制。從目前的情況看，電廠上網電價改革是目前改革的核心和關鍵。在單一價格機制和兩部制電價機制中，我們認為單一價格機制更為適合，因為它可以保證發(fā)電企業(yè)充分的競爭并提供更有效的激勵，同時可以保證相關發(fā)電技術量的最優(yōu)組合。明確輸配電價的形成辦法，促進輸配網絡的建設和發(fā)展，是改革的一個難點。目前一方面電網的建設和布局嚴重不能滿足經濟發(fā)展的需要；另一方面，電力的輸配方面沒有獨立的價格形成機制，留給輸配環(huán)節(jié)的價格份額太低，這一方面損害了進一步建設電網的激勵與能力，另一方面扭曲了進一步建設電網所需要的信息。在輸配電價格改革方面，我們建議目前推行受益率監(jiān)管機制，確保電網的有效建設與布局。最后，加快實行銷售電價改革，取消交叉補貼，實行價格聯動，逐步推廣分時電價和實時電價機制，這將成為今后電價改革的趨