电网企业资产负债率高，融资能力严重不足；缺少鼓励新能源与可再生能源的投融资政策...   



　　正视并解决好八个关键问题 



　　电力发展的结构、电力工业的投融资、可再生能源的发展、电价改革、环保与资源节约、电力节能、煤电运综合平衡、农村电力改革与发展，是制定电力“十一五”规划需要认真研究的关键问题。 



　　本网讯 今年初以来，中电联积极配合国家经济部门，制定电力“十一五”规划。在国家发改委能源局的大力支持和指导帮助下，中电联组织行业专家和上下游关心电力发展规划的企业界人士，就“十一五”规划中可能遇到的问题进行了深入探讨和研究。我们认为，以下8个关键问题是制定电力“十一五”规划需要着重研究的。 



    一、关于电力结构调整 



　　产业结构存在的主要问题是单位机组容量虽有所上升，但总体仍然偏小；洁净发电的比例有待进一步提高；技术经济指标仍需改善；电源电网间的比例关系不协调。要靠产业政策限制新的小火电机组建设，并用政策引导或迫使现役小机组关闭。采取措施鼓励超临界、超超临界机组的研发和推广。 



　　在水电开发方面，要考虑诸多因素对开发容量的影响，如输电距离过长使得水电竞争力下降；生态保护使得水电开发的经济比较优势降低；淹没损失和移民搬迁费用巨大等。要优化能源结构，加快发展核电和天然气发电，改变一次能源结构过分依赖煤炭的现状。 



　　同时，西电东送要考虑输煤与输电的经济性比较；西电要首先满足本地区经济发展的需要；今后西电东送应把落脚点多放在中部地区，东部地区的能源供给可有选择地从国外进口。 



    二、关于电力投融资 



　　电力工业投融资工作中，政府的职能定位有待进一步规范；电力工业投资风险的约束机制不健全，各大发电集团，尤其是大电网公司的资本金缺口较大；输配电价不到位，电网企业资产负债率高，融资能力严重不足；缺少鼓励新能源与可再生能源的投融资政策，激励措施乏力；节能投资渠道少，电力用户需求侧管理资金来源不明确，没有形成稳定的投融资机制。 



　　“十一五”期间，国家应该抓紧制定针对电力干业投资的宏观调控方式、方法和监管办法，结合行政及金融体制改革，进一步确立企业投融资的主体地位，促进电力投融资机制的改革创新；建立和健全政府宏观调控管理体系，明确界定政府在电力投融资体制中的职能作用；加强电力投资市场的监管，营造公平、公正的电力投资市场环境；加快推进电价改革，建立电网投资回收和滚动发展机制；积极推进电网、电源大集团、大公司进入资本市场，尽快启动大型电网企业的股份制改组和上市工作的研究及试点；继续加大电力企业债券的发行规模，鼓励电力企业积极尝试资金信托、资产证券化和产业投资基金等新型融资工具，培育机构投资者；完善财政性投资功能，建立国有资本经营预算制度，采用多种方式追加国家资本金；建立节能和电力需求侧管理的投融资制度。 



　　电力企业要加强内部管理和投资项目的科学论证及项目的后评估工作，以提高投资的科学决策水平。 



    三、关于可再生能源 



　　首先是小水电的发展。我国5万千瓦以下的小水电资源量为1.25亿千瓦，遍及全国30个省(市、白治区)的1600多个县市，资金、电价、土地(主要指有些地方违法占用农民土地)、市场等问题突出，企业税负沉重，难以滚动发展。国家应加大对其的财政支持力度，制定鼓励和保护小水电开发的基本政策以及可操作的具体项目审查程序，避免资源恶性竞争；金融部门应正确认识小水电存在的重要性和长久性，积极扶持小水电开发；明确小水电上网电价的定价原则；制定保护小水电开发的配套规定；以“保护守法农民的合法权益”为原则，妥善处理土地征用的补偿费纠纷；延长小水电的还贷期，由目前的10年左右延长至20～25年；完善小水电代燃料工程配套措施；逐步建立以企业为主体的技术研发体系。 



　　其次是风电的发展。我国对可再生能源的技术研发投入太少，致使风电发展缓慢，产业化、商品化程度非常低，风电产生的电能在时序上与需求的匹配性较差，风电的供应成本还不具备与常规能源产品竞争的能力。建议尽快建立一个全国统一管理的绿色电力市场，把与风电发展相关的建设和经营政策、措施纳入绿色电力市场运行轨道。一是实行配额制，对风电进行区域配售，购买对象为大型工商企业用户和配电企业；二是实行基金制，以国家发改委为主，建立风电基金管理委员会，负责运作和管理该项基金；三是实行项目招投标制，项目的建设和经营管理实行业主投标制，纳入市场运行机制；四是实行特许经营制，凡国家对风电出台的特殊政策和措施均纳入项目的特别许可之中。 



    四、关于电价改革 



　　建议尽快建立正常的价格管理体制，明确上网电价体系的设计，并使输配电价尽快到位。销售电价要在上网电价、输配电价改革的基础上及时改革和调整，要研究煤、电联动机制，建立电价调节基金。电网的输配电价确定之后，电网公司销售电价中不得加价及收取任何电价以外的费用。 



　　此外，还应明确电力企业非商业化社会目标的实现途径和方法，制定和规范新建电厂、现有电厂安装脱硫设施后的电价核定原则和办法。目前，收取氮氧化物排污费缺乏技术支持，建议暂缓执行。 



    五、关于环保与资源节约 



　　建议以政府为责任主体积极推进电力需求侧管理；制定科学的产业政策，通过规划和产业政策实现资源的优化配置；加大电力产业结构调整力度，加大对电源、电网、需求侧技术改造，提高电力能源利用效率；根据《清洁生产促进法》的要求，研究制定电力清洁生产指标评价体系及实施办法、电力清洁生产审计指南等，逐步建立和完善电力行业资源节约、清洁生产指标和标准体系，以及相关的信息统计、分析及发布制度。 



　　尽快出台二氧化硫在电力行业内的总量平衡和交易政策，在满足环境质量要求的前提下，允许在电力行业内部和全国范围内进行总量平衡；继续运用国债资金、二氧化硫排污费支持火电厂烟气脱硫，并出台低息贷款等财政补贴政策；明确发电机组脱硫所用燃煤含硫量的下限指标，加大对煤质的约束和管理。 



　　此外，尽快完善和修订有关的行业技术标准、规则，不断提高运行人员的技术管理水平。 



    六、关于电力工业节能 



　　电力部门节能主要是降低发电煤耗、厂用电和线损率，提高用电效率。因此，新建燃煤发电厂要尽量采用超临界和超超临界机组，要将传统的计划用电、节约用电转变为电力需求侧管理。 



　　为了充分发挥电力需求侧管理(DSM)的作用，应该确立电力公司为DSM的实施主体，尽快将电力销售公司转变为电力需求服务公司，并制定DSM的激励政策，建立DSM公益基金。 



　　要在电价中解决输配电设备的资金来源，完善输配电设备以降低线损。此外，要调整电价与天然气价的比价，使能源替代向提高能源利用效率的方向发展，同时促进分布式冷热电联产能源系统的发展和普及。 



    七、关于煤电运平衡问题 



　　我国电煤供应受运输、储存条件和电价政策的制约，实现煤、电、运平衡的基本条件还很不完善。当前煤炭需求激增，局部资源紧张，导致一些地方停机和煤质下降，也给铁路运输带来压力；电煤价格上涨过快，计划合同受到冲击，流通环节加价过高等问题，对煤、电、运的平衡造成负面影响。 



　　建议建立煤炭定货的履约保障机制，并在铁路运力短期内难以满足电煤运输需求的情况下，建立政府主导的全国性煤、电、运协调常态机制。同时，建立国家电煤战略储备制度，确保未来国家能源安全；在华东、华中、东南地区建设若干个百万吨级的储煤场；从战略高度加快信息化建设，改革电煤交易方式。 



    八、关于农村电力改革与发展 



　　随着各省、市、区国有资产监管机构的成立，一些地方的农电部门由国资委管理，带来农电管理格局的变化。随之出现一些新问题，如在用电量小的欠发达地区，电网企业的财务负担加重、还贷压力增大；“两改一同价”后，农村电价缺乏合理的形成机制，给电力企业造成经营管理上的新矛盾。 



　　建议继续深化农电体制改革，明晰省级电力公司与代管县供电公司的资产纽带关系，积极稳妥地推进以县为单位组建股份制供电有限责任公司的改革；因两网改造而征收的增值税、所得税等实行先征后返，并降低贷款利率，从政策上解决电力公司的农网资金还贷问题；建立合理的电价形成机制，把农村供电到户的各项成本、费用纳入电价。