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拓展电力市场与深化电力改革

日期:2018年01月15日 编辑: 作者:无忧论文网 点击次数:3469
论文价格:免费 论文编号:lw200911290918369231 论文字数:6138 所属栏目:电力论文
论文地区:中国 论文语种:中文 论文用途:职称论文 Thesis for Title
    [内容摘要] 电力是国民经济的基础产业。发展电力工业, 对保障经济持续健康发展和改善人民生活起着十分重要的作用。四川水能资源十分丰富, 水电产业已被中共四川省委和四川省人民政府确定为四川省六大支柱产业之一。面对新世纪, 如何保持电力与经济、环境的协调和可持续发展, 是四川面临的一个重大战略问题。发展电力工业, 必须遵循社会主义市场经济体制的要求,从满足广大电力用户和提高国民经济整体竞争力的需要出发, 从深化改革入手, 正确处理电力改革和电力发展的相互关系。

    一、拓展电力市场与深化电力改革

    供给与需求是推动市场经济运行的基本力量。目前,无论国际国内经济发展的趋势, 以及省内省外电力市场上供求关系和竞争的格局, 都正在发生新的变化。努力拓展对电力消费的有效需求, 成了电力工业持续健康发展需要解决的首要问题。电力改革要遵循由市场配置资源、由供需决定价格的原则, 为电力工业乃至整个国民经济的发展注入新的活力。
    四川电力起点较低。直到20 世纪80 年代, 电力发展都明显落后于国民经济发展的需要, 全省电力不足, 电网缺电严重。进入90 年代以后, 特别是“九五”期间, 四川走多渠道、多层次、多家办电的道路, 增加了电源建设资金的投入, 加快了电力建设尤其是水电建设的步伐, 使发电装机容量迅速扩大, 出现了电力供给相对过剩的现象(见表1) 。
    四川省历年发电装机容量、发电能力和实发电量一览表

   四川的电力市场主要在省内, 要把四川丰富的水能资源优势变为经济优势, 拓展省外电力市场的重要性则日益突现。四川电力在省外市场上面临的改革和竞争压力, 以及由此带给人们的启示是非常明显的。
    (一) 川电外送
    由于四川目前电源结构以水电为主, 水电装机容量占全部发电装机容量的64 % , 且大部分为径流式电站, 水电调节性能较差, 电源结构性矛盾突出, 这是需要克服而短期又难以克服的竞争劣势, 因此, 当前主要的问题在于把握好什么是“具有竞争力”的电价, 以及怎样赢得在电价上的竞争优势。
    什么是具有竞争力的电价? 我们可以根据一些实际发生的数据看出端倪。为了利用好四川汛期电量, 在国家计委的大力支持和积极协调下, 从2002 年开始, 每年汛期从四川向华东输送15 亿kW•h 电量, 在上海和浙江平均分配,送达当地的价格按不高于当地平均上网电价的原则确定,2002 年暂定为0129 元/ kW•h。扣除长达2525km 输电线路的过网费0114 元/ kW•h , 四川电厂实收上网电价为0115 元/kW•h。另外, 川电还长期外送重庆, 2002 年计划49 亿kW•h 包括: (1) 二滩分电送重庆39171 亿kW•h , 上网电价暂按01226 元/ kW•h , 加上川渝联络线过网费暂按01048 元/kW•h , 到重庆价格为01274 元/ kW•h ; (2) 原有四川送重庆9 亿kW•h , 到重庆价格为01233 元/ kW•h。这样的电价我们该不该卖? 该卖, 特别是汛期电。因为多余的电量别无出路, 不卖就将毫无收益。这样的电价是否合理? 按照市场经济的规则, 合理。据了解, 福建、安徽送电上海、浙江的落地价也只有0128~01287 元/ kW•h。
    另外, 云南、贵州省送电广东的电价为0124 元/ kW•h ,加上南方电网输电电价01065~0108 元/ kW•h , “落地价”为01305~0132 元/ kW•h。
    这就出现了一个严重的问题: 我们以01228 元/ kW•h(送出平均价) 的电价卖给重庆, 汛期以0115 元/ kW•h 的电价卖给华东, 却以0140 元左右/ kW•h 的电价卖给川内的企业, 从而大大加重了它们的成本负担(见表2) , 这是否符合市场经济的要求? 是否有利于四川电力和四川经济的发展? 我们能不能以卖给重庆或上海的电力价格卖给川内的用户? 上海的电厂以0128 元/ kW•h 的上网电价能够还本付息, 我们为什么不能? 贵州以01305 元/ kW•h 的落地价供应广州, 我们能不能以同样的价格供应本地的企业或居民?
    要是我们做到了, 肯定会提高四川工业和四川经济的竞争力, 扩大对四川电力的有效需求市场; 要是我们做不到, 势必会影响四川工业和四川经济的竞争力, 甚至降低四川经济的发展速度。
    正确处理外送电价与省内电价差距悬殊的问题, 需要决心, 也需要时间。当前, 我们能够而且应该抓紧进行的,是根据国家电力体制改革方案的总体要求, “开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定,并执行国家规定的输配电价”。① 这项政策给了发电企业更大的灵活性, 有利于发电企业充分地开展市场营销。我省有条件的发电企业, 要争取率先开展向大用户直接供电的试点, 转变经营方式, 紧靠市场和用户, 切实满足用户的实际需求, 主动做好用电咨询等服务工作, 在努力开拓和稳住省外市场的同时, 注意了解和利用省外电力用户同省内企业发展技术经济合作关系的可能性, 最大限度地创造和利用客户关系价值。通过直接供电, 以较低的电价支持我省战略产业及重点企业的发展。这样做, 有利于打破原有的电网是唯一购买者的完全垄断格局, 也有利于逐步解决上述省内电价与外送电价差距悬殊的问题。
表2 四川长城钢铁公司用电情况表


    (二) 实行电冶结合, 发展高耗能产业链
    我省高耗能工业初步形成了一定的基础。在阿坝、雅安、凉山、广元、乐山等水电资源比较丰富的市地, 高耗能工业已经成为地方经济发展的重要支柱。
    在中共四川省委、四川省政府发展高耗能产业的战略决策和大力支持下, 四川省投资集团公司通过投资建设嘉阳劣质煤坑口电厂, 兼并峨嵋铁合金厂, 构建“煤、电、冶”产业链, 一举救活嘉阳煤矿、嘉阳电厂和峨嵋铁合金厂三家国有企业, 盘活20 多亿国有资产, 稳定两万多名国企职工和家属。这是一个很具典型意义的成功案例。从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 可以大致总结出产业链(特定区域内相关企业间的长期战略联盟) 的稳定和发展, 取决于相关企业间价值与利益的平衡, 而这种平衡是他们从实践中创造出来的竞争定价机制、利益调节机制和沟通信任机制共同作用的结果。
    从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 可以大致观察出产业链重心的变化轨迹: 其一是解决产品销路, 使相关企业摆脱困境; 其二重点转向提升产业链和有关公司在行业中的竞争地位; 其三是公司获得新的能力使所产出的价值最大化、总成本最小化, 强化竞争优势。
    从“煤、电、冶产业链”发展的历程, 还可以看出实行发电厂向电力大用户直接供电的优越性。当前在发展高耗能产业链方面值得注意的问题有: ⑴努力降低能耗, 提高高耗能企业的经营管理水平。⑵根据需要和可能, 对高耗能初级产品进行深度开发, 增加附加值, 提高生产经营的经济效益。⑶及时制订必要的法律法规, 切实贯彻“开发利用与保护环境并重”和“谁开发谁保护、谁污染谁治理”的方针, 走可持续发展之路。

    (三) 积极开拓农民、农村、农业用电市场
    我省农村用电水平偏低, 农民生活用电仅占全省用电7 %左右。阻碍农村用电市场发展的主要因素, 一是农民收入偏低, 负担过重; 二是农村电网建设滞后, 农村生活照明线路的线损率平均为30 %左右; 三是农电管理体制不顺,导致我省农村电价偏高。目前全省绝大多数农村生活照明用电电价在016~019 元/ kW•h 之间, 高出全国平均水平012 元/ kW•h , 高出我省城镇居民生活照明用电平均水平013 元/ kW•h 左右。少数边远山区电价高达2 元/ kW•h , 个别乡(镇) 电价还要高。
    目前及今后的主要工作是: 继续推进农村电气化县建设, 提高农民收入; 加速深化农电体制改革的步伐, 完成农村电网的建设与改造, 切实降低农村电价, 开拓农村市场。
    根据(白扬、里程方, 2001) 调查测算, 全省小水电供电区县镇农村居民户可以承受的代柴电价大体是: ⑴农民人均年纯收入800 元以下户, 比重15 % , 可承受电价011元/ kW•h 以下; ⑵800~1200 元户, 比重25 % , 可承受电价0115 元/ kW•h ; ⑶1200~2000 元户, 比重30 % , 可承受电价0125 元/ kW•