当前煤价上涨对电力行业影响实证分析0902文档格式.doc
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客观的事实是，煤电矛盾并没有因煤电价格联动的实施而得到解决。
相反，尽管2007年以来煤炭价格持续高涨，已经满足了实施煤电价格联动的条件。
但由于CPI持续高涨，从宏观经济调控角度出发，国家迟迟没有启动第三次煤电价格联动，煤电矛盾加剧。
在这种情况下，如何化解煤电矛盾成为摆在政府决策部门面前的难题。
2山西火力发电企业成本与利润分析
2.1火电企业的利润和成本基本模型
2.1.1企业利润
企业营业利润π等于销售收入减去成本费用和销售税金。
π=R-TC-TS=PeQ-TC-TS
式中:
R为售电收入；
TC为总成本费用；
TS为销售税金；
Pe为上网电价；
Q为上网电量。
增值税为销项税减进项税,其中进项税主要是购煤税。
2.1.2发电总成本。
发电总成本按其性态可分为两部分,一是与发电量无关,只与装机容量有关的固定成本FC（也称容量成本）；
二是与发电量成正比的变动成本VC（也称电量成本）。
发电总成本TC为:
TC=FC+VC
发电容量成本包括折旧费、工资、维修费、材料费等。
电量成本主要包括:
燃料费、水费、排污费、绩效工资等。
2.2山西省火力发电企业成本具体测算与分析
通过对山西省20家不同规模的电厂进行调查，收集了原始数据，进一步对调查所得的数据进行汇总计算与分析，获得了相关数据。
本文依据这些数据对山西省火电行业的平均度电成本来进行分析。
2.2.1度电成本的计算方法
根据所收集到的资料，本文在对行业及机组的度电价格、度电成本及度电盈利的计算中，均采用以下公式进行计算，其中平均量均采用加权平均方法计算（以发电量为权重）
主营业务收入总额=执行电价×
发电量
主营业务成本总额=企业（机组）固定成本+企业（机组）变动车成本
主营业务盈余总额=主营业务收入-主营业务成本
行业平均度电价格=
其中pi为各企业自身的执行电价，qi为各企业自身的发电量，i为电厂数量i=1，2，…n。
根据公式可求得不同年度行业的平均度电价格。
行业平均度电成本=
其中ci为各企业自身的度电成本，qi为各企业自身的发电量，i为电厂数量i=1，2，…n。
根据公式可求得不同年度行业的平均度电成本。
行业平均度电盈利=行业平均度电收入–行业平均度电成本
2.2.2火电行业度电成本及度电盈利分析
按照以上计算方法，对山西省火电行业度电成本进行测算，计算结果见表1。
结果表明2003年至2007年山西省火力发电企业度电成本在波动中上升，2007年更是上升了一个较大的幅度。
表1山西各电厂2003年—2007年平均度电价格、度电成本及度电盈利状况
单位：
元/千瓦时
年份
平均度电价格
平均度电成本
平均度电盈利
2003
0.2133
0.1596
0.0382
2004
0.2279
0.1713
0.0526
2005
0.2535
0.1995
0.0424
2006
0.2690
0.1954
0.0551
2007
0.2830
0.2108
0.0370
数据来源：
太原电监办
而度电盈利的计算结果表明，从行业整体来看，近五年来山西省发电企业的平均度电盈利有一定的波动，并在波动中呈现下降的趋势。
尤其是2006年以来，度电盈利下降幅度较大，计算结果如表1所示。
如果将电看作是准公共产品，则可以将火电企业的度电成本看做是盈亏临界点。
从表1可以看出山西省发电行业2003年至2007年度电成本呈现稳中有升的趋势，且2007年有一个较大幅度的上升。
即近年来火电行业的盈亏临界点有一个较大的上升，2007年的度电盈亏临界点为0.21元。
3山西火力发电企业盈亏平衡点及其对煤价上升承受能力分析
3.1电煤到厂价与度电成本关联度分析
从盈亏点数据可以看出，反映盈亏临界点的度电成本的连年上升与煤价的连年上涨密切相关，从图1中可以看出2003年-2007年行业平均吨煤到厂价的上涨趋势。
图1山西省发电企业2003-2007年平均吨煤到厂价与度电成本状况
注：
吨煤到厂价为右坐标轴，度电成本为左坐标轴，单位：
元/吨、元/千瓦时。
太原电监办。
从上图可以看出，近五年来，山西省电煤到厂价从147.93元/吨上涨到259.9元/吨，五年时间电煤到厂价平均上涨了1.75倍。
因此煤价的上涨是导致发电成本上升的主要因素。
使用SPSS软件对度电成本与吨煤到厂价做相关分析，结果同样表明，二者相关程度为0.916，具有高度的相关性。
3.2火力发电行业利润－煤价弹性测算（Paneldata方法）
为了测算发电企业利润下降对煤价上升的反应程度，本文提出了利润－煤价弹性这一概念。
利润－煤价弹性Ee是指发电厂其他条件不变,只有煤价发生变化时（电价可按政策联动）,煤价上升1%使利润下降百分数，用公式表示为:
Ee=Δπ/π·
Pm/ΔPm
对于这一弹性我们可以采取利润与煤价的对数模型来求得，由于实行煤电联价的时间较短，因此各电厂的时间序列达不到OLS模型的要求。
这里我们使用EVIEWS软件来进行分析，因为调查数据年份较少，故在已取得的各发电企业年度数据的基础上采用Paneldata（面板数据模型）来分析，又由于分析对象为山西省发电行业，故采取固定效应模型。
由于度电利润与煤价及电价有着密切的关系，可以将模型的估计方程设计为：
Y＝C+β1X1＋β2X2+εt
其中Y为度电利润的对数时序，X1为吨煤到厂价的对数时序，X2为执行电价的对数时序，εt为随机扰动项。
对以上方程的参数进行估计得到以下结果：
R=0.9846，R2=0.9797，β1=-1.1746，β2=3.0609，t检验值为-7.9536，f统计量检验值为32.9387。
由于采用对数模型，因此参数估计结果中的系数β1、β2即表示度电利润对吨煤到厂价的弹性，估计结果显示，模型t检验值、F检验值和拟合优度均符合要求。
表明近五年来，山西省电力生产行业的利润-煤价的弹性为-1.174602，即煤价上涨1%，火电行业利润下降1.17%。
这说明电力企业的利润对煤价波动的反应是敏感的。
3.3山西省发电行业对煤价上涨承受能力的分析
发电行业和企业对电煤价格上涨的承受，涉及到煤电的相互转换，对此，国家发改委在关于煤电联动的实施方案中提出了具体的计算办法，其为：
ΔPe=ΔPm×
η
ΔPe为上网电价调整标准；
ΔPm为天然煤煤价变动额；
η为转换系数,与供电标准煤耗、发热量、消化比例等因素有关,具体计算方法为:
η=（1-r）×
b×
7000/q×
（1+17%/1+13%）
r为消化比例；
b为供电标准煤耗；
17%是火电企业销项增值税税率；
13%是进项（燃料费）增值税税率[2]；
q为天然煤发热量（kJ/kg）。
根据国家提出的转换系数，假定天然煤发热量的上下限区间为（4400，5200）则我们可以计算出转换系数区间为（0.00034，0.000403），即煤价上涨1元，电价应上涨的区间为（0.00034，0.000403），或者说煤价上涨区间在（24.8元，29.4元）时，电价应上涨1分钱。
这一区间的中间值为0.00037。
即煤价上涨1元则电价应上涨0.00037元，进一步可以计算得出，电煤到厂价平均上涨27.03元则度电价格应该相应上涨0.01元，即大约1分钱。
据此可以构造公式：
Δπ=度电盈利-煤价上涨净额×
η
令Δπ＝0，则公式含义为发电企业当前的盈利还能承受多少煤价的上涨。
我们根据此公式，结合2008年6月的此次电价调整分析山西发电行业和典型企业的承受能力。
为了直观起见，在以下的分析过程中均采用η的中间值0.00037，即煤价上涨27.03元，电价应上涨1分钱。
3.3.1行业承受能力分析
根据调查所得数据，整理计算可以得到山西省2007年发电行业的加权平均度电价格、度电成本、度电盈利和吨煤到厂价，计算结果如表2所示。
表22007年山西省发电行业度电价格、成本、盈利及吨煤到厂价
单位：
元/千瓦时；
元/吨
加权度电价格
加权度电成本
加权度电盈利
0.0721
加权吨煤到厂价
265.09
数据来源：
若设Δπ=0，即假设在电厂没有任何盈利条件下，目前发电行业整体对煤价上涨的承受能力为7.21×
27.03=194.89元，或者说能承受的煤价为265.09＋194.89＝459.98元。
根据国家发展改革委6月19日出台的电价调整方案，决定自7月1日起将全国销售电价平均提高2.5分钱。
同时，对煤价采取了临时价格干预措施。
电煤价格不高于6月19日的当日电煤价格。
将2008年6月19日的电煤均价500元作为标准。
则山西省发电行业须承受的煤价上涨幅度为500-265=235元，超出承受能力194.89元，超出了40.11元。
由于煤价平均上涨27.03元则电价需上涨1分钱，再考虑到结算价格实际是在500元以上，则此次在国家发改委调整电价所增加的2.5分钱中，至少应该给发电企业分割1.9分钱才能保证山西省发电行业平均计算不至亏损。
4政策建议
总体来看中国近年来煤电价格改革中出现的市场煤、计划电带来困境呈现愈演愈烈之势，电力企业在煤价不断攀升面前承受了很大的压力，如何从根本上解决这一矛盾本文提出以下建议。
①要站在中国能源安全的高度重视煤电矛盾，确立电煤的战略地位。
为保持国民经济又好又快的发展，不仅在长期中要将电煤的供应作为战略问题，而且在当前更应该将电煤供应作为战略问题加以考虑。
要明确煤炭行业的重要战略地位，明确电煤作为重要战略物资的性质；
要在国务院“煤电油运”协调指挥之下，强化国家能源主管部门统筹管理的责任，明确各级政府保证电煤供应的职责；
要出台规定煤炭企业在执行有关国家政策中的责任，尤其是国有煤炭企业要优先保证电煤供应；
铁路、港口等交通运输部门要优先保证电煤运输；
要建立有关信息的统计、监测、协调制度，及时掌握实际动态，及时向社会公开有关市场信息。
②要深化资源/能源管理体制改革，构建权威的电煤综合协调监管机制，提高电煤的保障层次。
以新成立的国家能源局为契机，加快建立或完善电煤管理机构，充实力量，提高国家对煤炭资源的控制力，综合运用强有力的手段和措施，加强对电煤生产、供应、运输及价格的全面协调管理；
要抓紧对建立煤炭交易市场和期货市场进行研究，尽快创造条件设立集中的煤炭交易市场，促进大型发电企业与主要煤炭生产企业签订中长期煤炭供用合同或合约，促进电煤交易的数量和价格长期稳定。
③大力推进煤电产业链重构工作。
理顺和重构煤电产业链必须发挥市场机制的作用，要使二者的联系建立在市场基础上，而不是行政强制基础上。
在由于体制限制或者市场失灵的环节，管制者要以市场的手段实施干预，从整体上疏导产业链，而不是在某个环节进行堵截。
完整的煤电产业链包括煤炭企业、电力企业和相应的物流供应商。
电煤物流由上游煤矿经运输部门至物流基地，最后送配至下游发电厂。
随着电煤物流由上游的煤矿向下游的发电厂流动，相应的资金流应由下游向上游流动，提供相应的结算和支付。
信息流是双向流动的，煤矿根据下游发电厂的需求信息安排生产，而发电厂根据上游煤矿的生产信息安排发电。
④改革煤炭运销体制，打破运销垄断格局，培育煤炭第三方物流公司，建立物流基地。
第三方物流公司可以独立或与煤炭企业、发电企业联合建立物流基地。
物流基地根据煤炭供需情况和铁路运力情况储备煤炭，可以是煤炭企业和发电企业的联合电煤仓库，也可以成为煤炭的战略储备基地。
第三方物流公司在铁路运力不紧张时，以较低的价格将电煤运送到煤炭物流基地。
煤炭物流基地按照全国煤炭的需求中心设置，通过短距离运输即可满足包括电煤在内的区域煤炭需求，实现合理性、经济性和安全性的统一。
⑤推进电网建设，尽快建立独立的输配电价机制。
煤电矛盾的解决不仅仅涉及煤炭企业与发电企业，更重要的涉及到电网企业。
应该让电网企业承担更多的社会公共责任，消化更多的电煤上涨压力。
推进电网建设，建立独立的输配电价体制，首先是要尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题,清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控。
第二是要加快制定电网输配电价格成本监审办法，从成本项目的构成和归集，成本的核定原则和方法，成本的审核权限和程序等规范输配电价格成本行为，严格控制输配电计价成本,尤其是工资、奖金、福利等人力成本要重点控制。
第三是在上述基础上按照合理投资合理回报的原则，采取成本加成方法核定合理的输配电价，使电网的运营和发展在机制上得到保障。
除此之外，还应该积极探索有效的电煤调控手段和机制；
发电企业改善经营管理，控制生产成本，节约机组成本、原料成本与人工成本；
积极发展新能源，优化中国能源供给结构；
转变经济发展方式，严格控制高能耗产业的发展，建立能耗相关准入制度，降低能源需求。
不过我们应该看到煤电矛盾许多发达国家及发展中国家共同面临的问题，这一矛盾的解决仍然需要时间，上述措施是在长远时期中应该采取的措施，就目前来看，煤电联价仍然是一个能够行之有效的办法，但不是长久之计。
应该在中期当中选择恰当的时机着重解决煤电产业链问题，进而从长远角度按照上述建议来入手解决。
参考文献
[1]赵国浩.煤炭工业可持续发展研究.经济管理出版社.2008.
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[6]国家发改委国家环保总局印发《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》.电力标准与技术经济，2008
（1）.
[7]于立宏，郁义鸿.美国煤电产业链纵向关系实证研究综述.煤炭经济研究，2006（4）.
.
作者联系方式：
张华明
山西省太原市坞城路696号山西财经大学经济学院邮编030006
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赵国浩
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