我国电力工业发展存在的主要问

一、我国电力工业发展存在的主要问题(一)电力企业亏损严重，经营风险加大2008年，以电煤为主的一次能源价格持续快速上涨、连续加息引起财务费用增加、以及不计成本承担抗冰保电、抗震救灾、奥运保电的社会、政治责任等多种原因，加上下半年市场需求迅速减缓，设备利用小时数下降，导致电力企业特别是火电企业利润水平大幅下降，电力企业出现整体性亏损。为了缓解电力企业的经营困难，国家有关部门对因冰灾和地震造成的损失给予了适当的补偿，并两次提高了上网电价。但由于电力企业政策性亏损太大，并未彻底解决问题，发电企业正常生产经营活动正面临越来越大的困难。更为严重的是，由于亏损和电煤预付款增加造成现金流异常紧张，部分发电企业在2008年甚至出现了现金流断裂的问题，直接影响了发电企业日常生产经营，缺煤停机、缺钱停机现象时有发生。由于第二次调价，上网电价上调2.5分钱，销售电价不调，致使电网企业也出现利润大幅下滑。今年以来，电力需求进一步下滑，设备利用小时数继续下降，在煤价虽有所下降，但依然偏高的形势下，各发电公司经营状况仍然没有得到根本性好转，亏损势头没有得到有效遏制(上半年电力行业利润增长14.6%，但分析主要是由神华集团等企业的盈利构成)。由于亏损额增大，现金流减少，各公司负债率进一步提高，除三峡总公司、神华集团外，两家电网公司、五大发电集团公司资产负债率都在80%左右，经营风险加大，可持续发展能力降低。(二)电力抗灾能力建设仍然薄弱近年来，频发的自然灾害给电力系统造成了不同程度的影响，特别是2008年年初雨雪冰冻灾害、汶川特大地震灾害都对电力系统应急能力形成了严峻考验。电力行业在应急预案、管理机制、利用科技水平提升应急能力等方面暴露出了许多问题，如线路设计应对灾害能力过低，在灾害面前易造成大面积停电事故。通过抗冰保电、抗灾保电的实践检验，国家完善了抗灾应急系统的建设，出台了《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》，电力行业也对抗灾标准进行了修订，并通过科技创新完成了一系列的能力建设。但是，在电网、电源规划设计阶段对冰灾等自然灾害以及战争灾害性事件的应对能力建设仍需加强。随着电压等级的进一步提高、电力资源配置的范围进一步扩大、可再生能源并网发电的规模迅猛增长，电力安全问题、抗灾以及应急能力的建设仍然艰巨，应进一步深入研究。(三)电力体制机制仍有待完善1.行业管理有所削弱一是电力行业管理不完善。2002年底厂网分开改革后，行业规划、环保、科技、统计、行协的管理职能被削弱，电力项目前期管理工作及电力发展的统一规划工作未能得到切实有效的落实。二是电力体制改革缺乏系统研究和强而有力的权威机构推动，政府有关部门未能形成协同推进的合力，相关部门就深化改革的一些重大问题迟迟未能达成共识。三是市场化改革进展较慢，地方电力企业与央企、民企与国企、内外资企业等不同的市场主体还缺乏公平的竞争平台。四是电力企业法人治理结构还不够完善，尤其是国有电力企业还缺乏切实有效的激励和约束机制；行业协会的桥梁、纽带作用及协助政府的行业管理职能难以充分发挥。2.主辅分离改革推进缓慢2002年以来，有关部门先后形成多种主辅分离改革方案都未能取得实质进展。电力辅业企业由于归属问题产生新的不同认识，历史遗留问题得不到解决，经营状况不断恶化，企业包袱沉重，优秀人才和骨干人员流失严重，技术装备日趋落后，企业生存发展面临很大困难，进而影响了安全生产和职工队伍的稳定。电力主多分开的工作重点在电网企业。由于近年来电网企业在国资委和各级政府部门的指导下，实行全面清退领导干部在多经企业的股权，规范职工投资持股行为，也为下一步主多分离奠定了良好的基础。但是由于多经企业特殊的发展历程，又多属劳动密集型企业，职工利益牵扯多，社会牵扯面广，工作难度大，随着主多分离工作的深入推进，原主业全民职工的回归，大量集体职工、复转军人和社会聘用人员的安置、有关职工特别是离退休职工的利益保障等都需要仔细研究给予解决。3.电力市场建设与大用户直购电工作推进困难目前电力市场推进工作中遇到的主要困难有：一是发电节能调度和电力市场建设的矛盾需要协调。电力市场以上网电价作为竞争指标，而发电节能调度主要以能耗作为竞争指标，二者目的不同，则机制不同。受固定资产投资等因素的影响，电价与发电企业的煤耗没有直接关系，电力市场竞争的结果可能与发电节能调度的交易结果产生矛盾；二是输配电价成本未能得到科学合理的界定，购、销电价联动机制尚未建立，上网侧的竞价结果无法向用户侧传递，无法实现由供求关系决定市场价格、市场价格引导终端电力客户节约用电行为的良性循环；三是区域电力市场模式涉及到各省销售电价以及地方税收利益的调整，需要在市场模式设计中综合研究或通过政府层面的有效协调。开展大用户直购电遇到的主要困难有：一是大用户直购电的政策制度仍不完善。由于我国电价存在严重交叉补贴，而开展大用户直购电将对现有利益格局有很大的调整，参与直购电试点的企业客户往往以降电价为前提，实际上减少了原来承担的交叉补贴责任，最终将以电网企业利益受损或抬高其他电力用户的电价为代价，造成新的不公平；二是大用户直购电为变相降电价尤其是降低高耗能电价提供了平台。目前，大用户直购电试点基本是地方政府主导下对少数企业和用户的电价优惠，由少数客户享受网内优质、低价电源。此外，直购电价格由政府确定，没有真实反映电力供求关系，往往为地方发电企业和用电大户提供了让利空间。三是实际操作性不强，并对电网安全运行产生潜在隐患。4.农电管理体制存在的主要问题一是农村电力资产产权不清。在1998年以前，农电资产来源复杂，资产登记不全，产权界限不明晰。“两改一同价”时农网改造所形成的产权尚未全部明确归属。二是农电工管理不规范。目前县级供电企业中有在编职工、集体工、通用工、农电工、临时工等不同身份职工。身份不同薪酬不同，形成较多的矛盾和问题。三是农网维护管理费的管理不规范。农网维护管理费收取标准调整不及时。四是地方农电企业与中央直属农电企业间存在较大矛盾。目前在地方电力规模相对较大的省份，中央与地方的县级供电企业，出于各自企业经济利益的考虑，在电网规划布局、大用户供电权选择、电力调度与电量结算等方面存在较大争议。五是农电企业开展社会普遍服务和履行社会责任能力不足。(四)电价机制亟待理顺从1975年开始，我国的电价政策根据宏观调控的步伐相继调整，经历了目录电价、还本付息电价、燃运加价、电力建设基金、经营期电价、标杆电价、竞价上网电价(试点)、煤电价格联动、节能环保电价(脱硫电价、差别电价等)、可再生能源电价等政策的调整。从电价水平看，改革开放前以及改革开放初期的1978-1985年，我国一直实行低电价政策，电价调整幅度不大。1986-1995年电价水平增长较快，到1995年平均销售电价为0.262元／千瓦时。随着改革开放的不断推进和社会经济的不断发展，电价随之调整，到2002年电力体制改革时，全国平均销售电价为0.403元／千瓦时。电力体制改革以来，电价陆续调整，2003-2008年，国家先后六次调整电价，到2007年底，全国平均销售电价为0.51元／千瓦时，发电企业平均上网电价约为0.34元／千瓦时。2008年两次调整电价后，全国平均销售电价为0.535元／千瓦时，发电企业平均上网电价约为0.38元／千瓦时。今年3月，温总理在《政府工作报告》如此明述：“要推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”电价形成机制是目前制约电力行业发展的重要因素。在目前电力企业上游的煤炭已经市场化而下游电价尚实行国家管制的情况下，上游资源价格不能有效传导到下游，不能有效通过市场手段促进国家产业结构的调整以及资源的优化配置，电力价格的市场配置资源的基础性作用未能得到应有发挥。电价问题所引发的各类矛盾使改革的迫切性日趋强烈，电价改革的关键，是要建立科学合理的形成机制和适应市场变化的常态调整机制。1.上网环节，基本上还是政府定价模式，煤、电价格矛盾突出，煤电联动办法存在缺陷，不利于企业加强管理，降低成本，政府部门费时费力协调煤电矛盾，因电价体制不顺引发的煤电矛盾难以得到根本解决。2.输配环节，受电力体制改革滞后和监管乏力影响，电网主辅分离、主多分离改革进展缓慢，输配电网成本费用不清晰，未能建立有效的电网输配电成本约束机制，独立和合理的输配电价机制和水平难以确立，大用户直购电及电能多边交易因缺乏合理的输配电价而面临诸多困难和阻力，跨地区电能交易也因此面临许多问题。3.销售环节，销售电价偏于僵化，缺少弹性，不能充分反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本，未能与上网电价实行及时有效的市场联动，难以有效调节电力供求关系。销售电价分类不能反映用户用电特性和供电成本，居民电价偏低，工业电价偏高，各类用户交叉补贴严重，未能体现公平负担原则。(五)电力法制化建设需加快推进随着我国电力工业发展和市场化改革的不断推进，我国现行的电力法律法规修改完善工作已经明显滞后，并出现与其他相关行业的法律法规难以协调、统一。由于缺乏法律有力保障，导致电力发展改革推进步伐缓慢，难以建立新的市场秩序，进而在推进电力市场建设、电价改革、有效市场竞争和电力监管体制建设过程中出现一些困难和问题。尤其是国家至今没有出台促进电力可持续发展的产业政策和行业发展战略，对电力产业结构调整、转变发展方式等方面缺乏有力引导和有效的监督。(六)电力节能减排仍面临巨大挑战我国电力行业节能减排取得显著成效，供电煤耗及二氧化硫控制水平已接近世界先进水平，但节能减排任重道远。从国际上看，温室气体减排压力增大，可再生能源发展势不可挡；从国家层面看，将进一步要求挖掘发电、电网的节能潜力，二氧化硫控制力度继续保持，但氮氧化物排放控制将上升为主要位置，节水力度进一步加大，固体废物综合利用要求趋严。从电力自身看，经济压力不断加大，节能减排空间不断变小，如何经济、稳定运行脱硫装置，经济、优质建设烟气脱硝装置，提高脱硫(脱硝)副产品利用率的需求不断提高。节能减排管理要回归到经济、环境、资源协调发展的理性上来，步人法制化、市场化、科学化、规范化管理的轨道。目前电力节能减排存在的主要问题有：1.法律法规和标准有待健全。虽然我国在节能减排中已基本形成法规体系，但是，行政命令文件和行政管理手段仍然起着主要作用。同时，电力节能相关标准分散在不同的专业领域，存在不完整、不明确、不配套，甚至交叉、矛盾的现象，尚未建立基于科学节能的标准体系，与国家加强节能工作的要求不相适应。2.节能型电力生产供应体系尚不完善。如分布式电源没有得到有效利用，中小机组热电联产的比例不高，发电机组的节能效益未得到充分发挥。3.行业节能环保监管工作薄弱，电力节能减排的基础工作弱化。体制改革前，电力节能和环保的行业管理和监督职责主要由电力部(后国家电力公司)行使；体制改革后，原电力行业的节能和环保管理体系、监测监督体系解体，但新的体制还未完善。4.电力节能减排统计体系和考核体系尚不完善。节能减排的主要数据依靠企业自行申报，有关部门汇总分析，统计体系不健全，也没有严格纳入考核体系，对统计信息的及时性、准确性造成一定程度影响，进而影响到节能减排工作的正确决策和科学管理。5.通过市场手段促进节能减排的力度不够。(七)电力行业与上下游行业需协调发展电力工业是基础产业，与煤炭、运输等产业关联度很强，中国煤炭的一半以上用于发电，大约78%的电力装机是以煤为燃料的火电机组。而发电量的84%来自煤电，电力对煤炭的依存度很高。同时我国的铁路、水运有40%-50%的运力用于煤炭运输，因此，煤、电、运协调发展是非常重要的。但是目前在产业体制机制上不协调，产业政策之间衔接不够，表现为畸变的供需不平衡效应。1.目前，煤炭行业以及交通运输行业已基本上采用市场化运作方式，各环节之间形成了比较顺畅的价格传导关系：终端煤炭价格可随生产、运输流通环节的成本变化进行相应调整。而与煤炭行业关联度极高的电力行业，无论上网电价还是终端销售电价均受国家管制，由国家定价和进行价格调整，煤炭市场价格上升的压力往往全部积压在