挣扎“电困铝”

  “世界上最遥远的距离，是发电厂和大用户仅一条马路之隔，却不能‘你发我用’。”

  这句话绝非调侃。由于持续走低的铝价和高昂的电价，云南煤化工集团下属的云南东源曲靖铝业有限公司几乎处于半停产状态，而国投云南曲靖发电有限公司与其仅一条马路之隔。

  由于亏损严重，东源曲靖铝业已于近期减停15万吨电解铝产能，压缩近半产能。为尽可能地降低成本，该公司目前在建的碳素厂预计7月份正式投产，其年产能13万吨。

  截至2013年3月，国内现货铝价格已经跌破每吨15000元关口，比电解铝行业公认的平均成本低出1000元。电解铝产业大省河南去年12家电解铝企业无一盈利，其中3家关停，9家严重亏损，全省产能最大的神火集团去年90万吨的电解铝生产线共计亏损11.5亿元，只能保持60万吨的产能运行。

  2010年5月，国家发改委、电监会、国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》，电解铝作为八大高耗能产业首位，被取消了高耗能企业用电价格优惠，差别电价政策开始实行。

  一些电解铝企业的自备电厂在“上大压小”政策中关停，而一些拥有自备电厂的电解铝企业因为电网安全缘由也必须联通电网，造成用电成本居高不下。

  据了解，电力成本占目前电解铝生产成本的40%以上。电价每提高1分钱，每吨电解铝的生产成本将提高145元。

  不仅是电解铝企业，云南的多个高耗能企业都面临着严重亏损。“云南工业和居民用电价格均高于送出电价许多，云南一直希望能本地消纳一部分外送电力，降低当地工业生产用电成本，但无奈输送费用降不下来。”云南省一位官员表示，申请直供电试点是老生常谈了。

  对于近日国务院明确将在贵州探索发电企业与电力用户直接交易方式、适时调整“西电东送”电价的报道，该官员对记者表示，“国务院对云南、贵州等地区的经济社会发展中都曾表示要研究开展直供电试点工作，我们也上报过相关文件，但情况不理想。”

  “大用户直购电不意味着低电价，价格应该充分体现供需，在供需宽松的时候，有竞争力的企业得到更优惠的电价，这和节能减排精神完全不相悖，处理好了甚至有助于节能减排。”一位国家电监会人士告诉记者，“对大用户直供电设定准入门槛，可以促使行业内先进企业的能耗水平高于同行业，从而实现行业内企业优胜劣汰，进一步调整产业结构。”

  困于输配电价

  “地方上不少省市上报申请大用户方案的时候只谈大用户优惠电价，没有输配电价的概念，很多时候强制发电企业降价来达到优惠电价目的。大用户享受优惠电价，但是发电企业的利益下降了，因此地方政府要明确输配电价这一基础。一些地方政府所支持的高耗能企业长期靠优惠电价生存，政策停下来就面临生存危机。”上述国家电监会人士表示。

  从电监输电（2004）17号文等文件来看，直接交易试点中的输配电价的核定方式前后经历了两次变化：起初输配电价测算标准不透明，大多由政府主导，对各试点实行个案处理，即在政府干预下与电网企业协商确定输配电价。17号文出台之后，各地政府开始按照该文件规定的测算原则核定直接交易试点的输配电价。此后的20号文对17号文的测算方式做了一定调整，按前者规定，向大用户收取的输配电价只因电压等级的不同而有所差别，对统一电压等级不同类别的用户执行同等的输配电价。

  据统计，各地试点在直接交易模式初探时期，以2004年吉林碳素龙华热电厂点对点交易、2006年台山电厂广海湾开发区一对多交易为例，其输配电价是由国家发改委批复；而由地方政府制订方案并组织开展交易的2008年吉林省大用户直接交易和2009年黑龙江省工业供电大户直接购电市场交易来看，其输配电价是以用户执行的现行目录电价与火电机组标杆（脱硫）上网电价的差额为基准；在国家批复方案并达成交易的试点中，2009年福建省电力用户与发电企业双边交易试点的输配电价按照国家标准执行，2009年辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点输配电价按照东北公司输电价格0.017元/千瓦时、辽宁公司输电价格0.1元/千瓦时、容量电价按大工业基本电价执行；而2009年陕西、甘肃、浙江等试点的输配电价均按照电网企业平均输配电价扣减电压等级价差后的标准执行。

  “输配电价难以明晰，其计算的基本思路离不开终端销售电价与电厂上网电价之差这一原则，这制约了供需双方直接参与交易的积极性。”一位电力专家对记者表示，“要找到真正合理的、为市场普遍接受的‘过网费’计算方式，否则试点很难大面积推广。”

  “输电成本、辅助服务、预期利润电力供需、国家输配电价政策、电力市场化改革程度等都是影响输配电价核定的重要因素。”上述电力专家进一步说，“制定合理的输配电价还要考虑促进电力市场的有效运营，为发电和负荷投资提供位置信号，为输电资产所有者补偿，同时，上网电价、销售电价改革要和输配电价改革同步进行。”

  用户自由选择供电是文明体现，大用户直供电不应以低价作为惟一目的，且基础是确保可持续的安全供电，其中，独立的输配电价是基础，应该从大用户过渡到中用户，再向小用户梯级推进。大用户一定是高耗能企业吗？可以将新兴战略产业纳入。”中电联副秘书长欧阳昌裕此前表示。

  三方利益博弈

  “大用户直接交易表面上看是电力交易模式的转变，实质是电网企业、发电企业和大用户之间的利益重新分配。”

  据记者了解，2005年国电吉林龙华热电股份有限公司和中刚吉林炭素股份有限公司的直接交易中，发、供、用电三方均从中受益，但仍需完善。龙华热电表示不希望政府介入太早太多，选择电网交易的时候不应该限制区域。

  “根据我们的调查，大用户直接交易试点中，发电企业和大用户通过直接交易形式逃避了一部分原来承担的各种交叉补贴费用，造成电网的积极性不高。上述电力专家表示，“实施大用户直接交易后，发电企业将与大用户协商购电价格，发电企业实施的价格变得小于核定的上网电价，电网企业则根据国家目前出台的相关政策对大用户直接交易收取过网费，这样使电网交叉补贴责任更大，这也是电力体制改革进展缓慢的原因之一。”

  “随着大用户直接交易工作的深入和推广，不论是大用户群的电力需求增大，还是发电企业的发电不确定性，都将对电网的安全运行带来威胁，主要表现为节点电压增幅波动，输电支路出现阻塞等。为了保证大用户的用电稳定，电网企业需要增加辅助服务成本，但目前的大用户直接交易输配电价中并未考虑该内容。”上述电力专家进一步说。

  上述电力专家认为，近期可以通过销售电价机构调整，适当提高居民用电电价以减少交叉补贴，远期可以取消交叉补贴政策，改为由政府部门向全社会征收电力普遍服务税收等方式解决。

  上述国家电监会人士却认为，在大用户直接交易工作开展之前，电网运行也同样面临上述问题，不同的是，在大用户直接交易工作展开之后，电网企业除了可以通过调度解决无功补偿和输电阻塞等问题外，还能有效运用电力市场中的价格机制来有效完成输电阻塞的消除和无功支持的获取。

  “电力充足富余是开展直接交易的必要条件。要按供电成本合理分摊的原则重新确定电价目录，使企业不再承担政策性补贴责任。”他说，“此外，大用户可以通过电网或其他发电厂签订双边合同来确定某项辅助服务的价格，并通过协商后签订辅助服务长期合同，合同中规定各项辅助服务的品质要求、数量、时间以及价格等。”