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能源体制革命

贵州省能源局门户网站  http://www.gzcoal.gov.cn/  发布时间:

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能源革命  体制革命是核心

在能源革命的四大领域里,能源体制革命居于核心地位,因其对其他三个领域具有支持与制约作用。

2017年7月,我国《能源体制革命行动计划》(简称《行动计划》)出台,明确提出能源体制革命的总目标:构建现代能源市场体系,推进国家能源治理体系和治理能力现代化,激发能源领域的活力、创造力,提高能源生产力,让能源发展改革成果惠及全体人民。

《行动计划》指出,能源体制革命从十个方面进行:一是加快推进电力体制改革,二是深化石油天然气体制改革,三是完善煤炭市场体系,四是健全可再生能源发展机制,五是推进核电体制改革,六是加快“互联网+”智慧能源体制创新试点示范,七是构建新时期能源技术装备创新发展机制,八是加快电能替代体制机制创新,九是创新能源项目行政审批制度,十是完善能源法律体系。

从电力体制破冰

在距离上一轮电力体制改革启动13年后,2015年11月30日,为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),国家发展改革委、国家能源局发布了新一轮电改的六份配套文件,标志着我国电力改革进入实施阶段。

对于电力体制改革,首先从制度上进行改革。自2015年3月“中发〔2015〕9号”文发布、配套的六份文件及地方政府陆续出台的电改政策等,五年来,电改在诸多方面取得了重要突破,电力体制改革试点已覆盖除西藏以外的所有省(区、市),形成了以综合试点为主、多模式探索的格局,并在四个方面取得成效。

输配电改全覆盖——新电改六大配套文件明确价改是主线,《关于推进输配电价改革的实施意见》明确,按照“准许成本加合理收益”原则,核定输配电价,建独立输配电价体系。

如今输配电价体系改革不仅破了“冰”,还实现全覆盖。

截至目前,已批复输配电价水平的18个省级电网及深圳电网,累计核减电网准许收入300多亿元,减轻实体经济负担。

加快市场建设——建立符合国情的电力市场体系,《关于推进电力市场建设的实施意见》明确非试点地区、试点地区及零售市场的市场化交易规则。

2015年7月,贵州省发布全国首个省级电改方案后,根据国家印发的电力中长期交易方案,云南于2017年1月公布省级方案,提出了“省内需求优先,外送消纳次之”的总体原则,与云南相比,四川能监办印发的方案更加符合《基本规则》的框架。

此外,山东、上海、江苏等地也相继发布了电力中长期交易规则的《征求意见稿》。据了解,预计2017年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时。

全国成立33家交易中心——按“中发〔2015〕9号”文的要求,颁布了《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》,对组建相对独立的交易机构作出明确规定。目前,全国共有33家电力交易中心成立并进行电力交易。

多元化售电——按照《关于推进售电侧改革的实施意见》,明确参与竞争的售电主体,确定了售电侧改革的发展方向及售电主体。

目前,全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家。

2017年7月25日,在全国电改媒体吹风会上,明确了下一阶段电改工作着力点,提出了“六加快”:放开发用电计划、配售电业务、规范自备电厂、完善可再生能源消纳保障工作、电力现货市场建设、推进电力行业信用体系建设。

深化石油天然气体制改革

同电力体制改革一样,我国油气体制改革也经历了很长时间的酝酿。

从2013年11月至今,油气体制改革经历了一系列不断推进的过程:油气价格改革、启动企业混合所有制改革、国家放开原油进口权与进口原油使用权、启动新疆油气勘查开采改革试点、启动第一个天然气市场化试点。

2016年8月底以来,关于天然气改革的政策密集发布——国家发改委陆续发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》、《天然气管道运输价格管理办法(试行)》、《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》、《关于明确储气设施相关价格政策的通知》、《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》、《关于做好2016年天然气迎峰度冬工作的通知》、《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》和《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》。

这八份文件环环相扣又如此密集的公布,直指价格改革和机制改革两大核心,预示着油气改革总体方案的出台。

2016年12月,国家发展改革委发布《石油发展“十三五”规划》(简称《石油规划》)、《天然气发展“十三五”规划》(简称《天然气规划》)。

《石油规划》明确了三个方面发展目标:

一、储量目标。“十三五”期间,年均新增探明石油地质储量10亿吨左右。

二、石油供应。2020年国内石油产量在2亿吨以上,保障国内2020年5.9亿吨的石油消费水平。

三、基础设施能力。“十三五”期间,建成原油管道约5000公里,建成成品油管道12000公里。到2020年,累计建成原油管道3.2万公里,形成一次输油能力约6.5亿吨/年。

《天然气规划》明确了四个方面发展目标:

一、储量目标。常规天然气;“十三五”期间新增探明地质储量3万亿立方米,到2020年累计探明地质储量16万亿立方米;页岩气;“十三五”期间新增探明地质储量1万亿立方米,到2020年累计探明地质储量超过1.5万亿立方米;煤层气;“十三五”期间新增探明地质储量4200亿立方米,到2020年累计探明地质储量超过1万亿立方米。

二、供应能力。2020年,国内天然气综合保供能力达到3600亿立方米以上。

三、基础设施。“十三五”期间,新建天然气主干及配套管道4万公里,2020年总里程达到10.4万公里,干线输气能力超过每年4000亿立方米;地下储气库累计形成工作气量148亿立方米。

四、市场体系建设。加快推动天然气市场化改革,健全天然气产业法律法规体系,完善产业政策体系,建立覆盖全行业的天然气监管体制。

2017年5月,中共中央国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》明确指出,深化石油天然气体制改革的总体思路是:针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题,深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价体制改革和国有油气企业改革,释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力,提升资源接续保障能力、国际国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。通过改革促进油气行业持续健康发展,大幅增加探明资源储量,不断提高资源配置效率,实现安全、高效、创新、绿色,保障安全、保证供应、保护资源、保持市场稳定。

煤炭行业破而后立

从国家层面来看,自2015年以来,国家相关部门对煤炭行业脱困、转型都采取了一系列措施。先后召开27次联席会议和协调会,从清税费、推进“四个严格治理”脱困措施及妥善安排去产能涉及人员安置,到落实煤炭去产能8亿吨,这一系列政策措施意味着国家对煤炭产业要进行全面完善市场体系建设。

2016年,山西、贵州、新疆等21个省份出台煤炭产能的政策调整。2016年我国完成淘汰2.9亿吨以上的煤炭落后产能。

2017年1月,全国各省两会陆续召开,煤炭去产能方案相继出炉。21个省份公布去产能计划,山西、河南、贵州居煤炭去产能前三名,分别为2000万吨、2000万吨、1500万吨。

2017年,煤炭供给侧改革、去产能将进入实质阶段。煤炭行业正是经过一系列的政策调整、地方省份的制度建设、产业化的升级,逐渐恢复稳定的产能、破而后立。

核电体制改革稳步推进

从2011年国务院作出“国四条”决定、2012年底部署核电重启、2015年红沿河核电站二期核准后核电实质性重启,再到2017年国务院批准实施《核安全与放射性污染防治“十三五”规划及2025年远景目标》,我国核电走过了从暂停、重启到安全高效发展的五年。

五年来,中国运行核电机组年均增长超过20%,在建规模世界第一。自主品牌让中国跻身世界核电第一阵营。

五年来,我国共有22台核电机组投入商运。截至目前,我国大陆在运核电机组达到36台,装机容量3472万千瓦。到“十三五”末,我国核电在建机组达到3000万千瓦以上,机组总数世界第二。

“互联网+”智慧能源加快体制创新

2016年2月24日,国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部印发《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》,同年6月22日,国务院审议了由国家能源局提出的《关于实施“互联网+”智慧能源行动的工作情况汇报》,对实施“互联网+”智慧能源工作进行再部署。

在《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》中,提出能源互联网建设分为两个阶段推进:2016至2018年,建成一批试点示范项目;2019至2025年,建成能源互联网市场体系。

据了解,2016年,能源互联网试点项目投资超过400亿元。截至目前,首批“互联网+”智慧能源示范项目共有55个。


能源发展全局的核心所在

方略——

深化电力体制改革的指导思想为:坚持社会主义市场经济改革方向,从我国国情出发,坚持清洁、高效、安全、可持续发展,全面实施国家能源战略,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制,转变政府对能源的监管方式,建立健全能源法制体系,为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境,充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律,兼顾改到位和保稳定。

路径——

推进电力体制革命的重点目标为:

(一)有序推进电价改革,理顺电价形成机制,进行单独核定输配电价,分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成并妥善处理电价交叉补贴。

(二)推进电力交易体制改革,完善市场化交易机制。要规范市场主体准入标准,引导市场主体开展多方直接交易,鼓励建立长期稳定的交易机制,建立辅助服务分担共享新机制,完善跨省跨区电力交易机制。

(三)建立相对独立的电力交易机构,形成公平规范的市场交易平台。要遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能,改革和规范电网企业运营模式,组建和规范运行电力交易机构,完善电力交易机构的市场功能。

(四)推进发用电计划改革,更多发挥市场机制的作用,有序缩减发用电计划并完善政府公益性调节性服务功能。

(五)稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务。鼓励社会资本投资配电业务,建立市场主体准入和退出机制和多途径培育市场主体,赋予市场主体相应的权责。

进程——

在上一轮电力体制改革启动13年之后,2015年11月30日,为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,国家发展改革委、国家能源局联合发布了新一轮电改的6份配套文件。

新电改的6份配套文件分别是:《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。一系列电力体制改革配套文件,标志着我国电力改革进入实施阶段。

电力改革牵一发而动全身,新电改六大配套文件明确价改依然是主线,电价改革是电力体制改革的重要内容。

建立输配电价体系

单独核定输配电价是实现市场化交易的基础,是放开竞争性业务的前提,对于还原电力商品属性,全面实现电力体制改革目标具有重要意义,主要体现在降低企业和社会用电成本、发挥价格调节供需的作用、规范电网企业运营模式、加强对电网企业的成本约束四个方面。

2014年12月,输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”;

2015年上半年,在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五个省级电网开展了第一批试点工作,积累了较为丰富的经验之后,输配电价改革由点及面、逐步扩大;

2016年3月,在北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西12个省级电网开展了输配电价改革,当年9月,又在全国剩余的14个省级电网推开,实现了全覆盖。

截止目前,首轮输配电价改革试点全面完成。

2015年6月5日,国家发展改革委发布《关于贵州省列入输配电价改革试点范围的批复》,同意将贵州省列入输配电价改革试点范围,按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价。贵州成为全国第七个实施输配电价改革试点的省份。

贵州之所以能够确定为全国第七个输配电价改革省份,从其电力运行情况上看,推进电价改革存在很多的优势——贵州有着“西南煤海”之称,水电装机量也位于全国前列,电力资源丰富。同时,贵州有着电力直接交易的基础,也有助于独立输配电价改革。

根据国家批复的《贵州电网2016-2018年输配电价方案》,2016年3月15日起,贵州省输电环节过网费每千瓦时下降1.66分,其中大工业用电过网费下降3.06分,输配电价水平位居全国最低。

在新的机制下,电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源,用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付电网输电费用。

电力市场建设步伐加快

2016年12月,国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》,明确各省可根据自身情况制定相应交易规则,推动当地电力交易市场健全完善。

为促进交易品种多样化,此文件明确中长期电力交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易,以及辅助服务补偿(交易)机制等,而在此之前,我国电力主要市场交易规则只考虑单一的交易品种。

在此文件发布不久之后,2017年1月17日,云南即公布了《云南电力市场化交易实施方案》,在市场交易方面更是提出了“省内需求优先,外送消纳次之”的总体原则。与云南相比,四川能监办随后于1月22日印发的《四川电力市场交易基本规则(征求意见稿)》更加符合《基本规则》设定的框架。

此外,山东、上海、江苏等地也相继发布了当地电力中长期交易规则的《征求意见稿》。值得注意的是,江苏规则中格外强调,鼓励电力用户与江苏风电、光伏等可再生能源发电企业签订直接交易合同和电量认购,积极开展绿色能源证书认购工作,对于参加绿色能源认证交易的风电、光伏发电企业,交易电量不再享受政府补贴。

电力体制改革贵州成为“领头羊”

地方电力改革工作如何推进?这一次,地处西南的贵州成为先试先行的“领头羊”。

中铝股份贵州分公司在2016年4月盈利500万元、5月盈利1023万元、6月盈利近2000万元,这种变化就得益于贵州电力体制革命释放的红利。

2015年7月27日,贵州省发布《进一步深化电力体制改革工作方案》,提出了完善市场化交易机制、促成发电侧和售电侧改革、开放电网公平接入等多项任务,这是自“中发〔2015〕9号”文发布后,我国首个由地方政府公布的电改工作方案。

贵州除了发布实施的全国首个省级电改方案,还研究制定出《推进电力市场建设的实施意见》、《贵州省电力市场主体注册管理办法》、《贵州省电力市场交易规则(试行)》、《2016年电力市场化交易实施方案》等文件,引导市场主体开展多方直接交易。

贵州在发电侧和售电侧的改革,打破了一网独大格局,多面开花配售电。截至到2016年6月,贵州省已在工商部门注册的售电公司有43家,其中国企售电公司10家,国企和民营混合售电公司2家,民企售电公司31家。兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售分开,由兴义市电力公司独立开展农网改造升级工程。贵州的新型配电网投资经营模式和新兴售电主体正在孕育形成。

截至2016年6月,参与市场化交易的电力用户达到943家,比电改前增加445家;大工业用户80%的电量通过市场化交易,参与市场化交易的工业用户扩大到1000千伏安及以上的所有用户,基本覆盖了贵州省有色、化工、冶金、建材、装备、电子、医药等传统产业及战略性新兴产业。

通过“放开两头”,促进了用电企业“用得起”、发电企业“发得多”、供电企业“收入增”,推动能源优势向经济优势转化,电力体制改革为贵州省经济稳中有进作出了较大贡献。

国家发展改革委副主任连维良认为,贵州既有省内电力交易,也有跨省区电力交易作为全国电力体制改革综合试验点,将对全国电力体制改革有积极的示范意义。

解码贵州电力交易中心

自2016年3月份以来,全国已经成立了33家电力交易中心。

而贵州先行先试。贵州电力交易中心早在2015年11月16日就正式挂牌运行,所释放出的电力体制改革红利,让贵州很多用电企业尝到了“甜头”。

2015年,贵州电力交易中心组织贵州全省498家电力用户和16家发电企业开展电力直接交易,交易电量172.42亿千瓦时,占省内售电量的20.4%,减少用电企业电费支出10.17亿元,稳住省内大工业用电量约100亿千瓦时,并减缓了电解铝、铁合金、黄磷等行业的用电下滑趋势,有力支持了贵州经济的发展。

2016年4月21日,贵州电力交易中心有限责任公司成立暨电力交易系统投运仪式在贵阳举行。当年,该中心组织贵州全省941家电力用户和22家发电企业参加了年度双边协商直接交易,签约电量达356.7亿千瓦时。

2017年1月18日,贵州电力交易中心首次通过交易系统实现网上集中竞价交易,即在规定时间内,发电企业和用户只需在系统上申报电量、电价,系统根据交易规则自行匹配,确定成交对象。截至2017年6月,交易中心已通过交易系统组织开展了5次月度集中竞价交易,成交电量共计9.53亿千瓦时。

售电侧改革市场化

按照简政放权的原则,《关于推进售电侧改革的实施意见》明确参与竞争的售电主体,确定了售电侧改革的发展方向是市场化,明确提出逐步向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧市场主体,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,建立规范的购售电市场化交易机制。

优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业,以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。这同时也作为直接交易用户的准入条件之一,将节能减排放在了十分重要的位置。

另一方面,要求电网企业在保证电网安全运行的前提下,按照有关规定收购分布式电源发电,拥有分布式电源的用户可从事市场化售电业务。

在培育售电侧市场主体责任及相关业务范围上,明确市场主体主要包括电网企业、售电公司、以及用户。

明确了电网公司的市场定位。电网企业拥有输电网、配电网运营权,承担其供电营业区保底供电服务,按规定向交易主体收取输配电费用,承担市场主体的电费结算责任。电网企业可以成立售电公司参与售电侧市场竞争,向市场主体公平提供输配电服务,公开输配电网络的信息。

在培育多元化售电主体上,鼓励社会资本成立售电公司。电网企业、发电公司、及其他社会资本均可投资成立售电公司,拥有分布式电源的用户,供水、供气、供热等公共服务行业,节能服务公司等均可从事市场化售电业务。同时鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

同时,也放开了用电侧分布式电源市场,用户也可以从事售电业务,这无疑鼓励了企业、社区、家庭因地制宜,充分利用太阳能、风能、生物质能以及“冷热电”联产等分布式能源,在满足接入条件下接入各电压等级的电网。

而对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排,这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。

2017年9月15日,《黑龙江省售电公司准入与退出实施细则(试行)》(黑发改规〔2017〕8号)正式印发实施。黑龙江政策亮点是缩短了售电公司市场注册公示期以及突出了政府有关部门对省电力交易中心的监管;对于售电公司的注册,江苏省全部采用网络受理,售电公司足不出户就可以通过省电力交易中心的网络系统提交注册资料;辽宁省对售电公司赋予了权利,售电公司可以采取多种方式通过电力市场购售电、同一配电区域内可以有多个售电公司、可收取相应能源合同、咨询、运维等费用;广东售电侧改革当起排头兵,2017年上半年,112家售电公司进入市场。

售电侧改革贵州“吃螃蟹”

在电网长期自然垄断的壁垒面前,贵州率先撕开一道口子。

在贵州省发改委2016年5月16日公布的《贵州省电力体制改革综合试点方案》中,明确建立贵州省独立的输配电价体系。

贵州推行解除地方电力代管体制,推进兴义售电侧改革试点的提法有新意,以兴义市和贵安新区为试点,开展售电侧改革。

2015年11月16日,贵州兴义地方电力解除代管体制推进售电侧改革试点工作启动,这标志着兴义市作为全省首批试点单位,在贵州率先启动电力体制改革工作。

就此,兴义市完成了地方电网范围内发、输、配、售企业法人治理结构相关工作,并向国家上报《关于将兴义市电力有限责任公司纳入2016年农村电网改造升级中央预算投资独立承贷主体的申请》,独立开展农网改造升级工程。

2016年7月11日,贵州省第一个混合所有制配售电有限公司──贵安新区配售电有限公司正式揭牌成立。

贵安新区配售电有限公司由贵州电网公司、贵安新区开投公司、社会资本按4:3:3股比组建,打破传统供电格局,构建了社会资本参与投资配网增量新机制。

亮点——

国家行动

2014年12月19日,深圳市开展输配电价改革试点,正式启动我国新一轮输配电价改革试点。

2014年6月以来,云南电改创造了5个全国第一:全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场;全国第一个搭建交易平台、建立较为完善交易规则的电力市场;全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量;全国第一个开展日前增量交易试点、合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。

2016年10月21日,广东省揭阳市揭东国润不锈钢实业有限公司违规交易700万度,全国电改开出第一张罚单。

2017年,是输配电价改革力度最大的一年,全国电价采取“一改革、两降低、三取消”措施。

“一改革”:2017年是输配电价改革力度最大的一年,进行了第二批、第三批输配电价改革。在2017年以前完成的输配电价改革,降价100亿元。2017上半年完成的是两批,涉及到26个省,完成降价380亿元。全国是32个省级电网,完成降价480亿元。

“两降低”:降低通过电价征收的政府性基金及附加,一个是重大水利工程建设基金,一个是大中型水库移民后期扶持资金。征收标准降25%,降价金额是160亿元。

“三取消”:一是取消了通过电价征收的城市公共事业附加;二是取消了电气化铁路还贷电价;三是取消了向发电企业收的工业企业结构调整专项资金。采取这些措施降低了实体经济的用能成本,工业结构调整专项资金是向发电企业收的,可以缓解发电企业所遇到的经营困难。

贵州行动

自2015年以来,贵州电改实现“六个化”,即交易机构公司化、交易平台数字化、交易机制市场化、改革红利多样化、售电公司多元化和跨省交易制度化,是电力体制改革“贵州样本”的核心内容。

2015年7月27日,贵州省发布《进一步深化电力体制改革工作方案》,这是全国第一个省级电改方案。

2015年11月16日,贵州兴义启动地方电力解除代管体制,推进售电侧改革试点,结束兴义“一城两网”的供电格局。

2016年贵州年度双边协商大用户直供电直接交易签约电量约417亿千瓦时,比电改前实际完成的大用户直供电增加244亿千瓦时,占比排全国第一。

2016年以来,贵州省电力体制改革综合试点先行先试,创造了“五个第一”——组建了全国第一个相对独立的多股东有限公司制省级电力交易机构;建立了全国第一个由市场主体各方企业代表组成的省级电力市场管理委员会;全国首创电力交易指数;出台了电改综合试点地区第一个市场交易规则;成立了全国注册资本最多、供电区域面积最大,也是电改综合试点省份第一家有民资和外资参与的混合所有制配售电公司。

目标——

2016年11月17日,国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》,规划“十三五”期间新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦,2020年达到2.7亿千瓦。

实施电能替代,优化能源消费结构。2020年实现能源终端消费环节电能替代散煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤。

有序推进电力体制改革。2018年底前,启动现货交易试点;2020年全部启动现货市场,研究风险对冲机制。2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划,全面推进配售电侧改革。2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作,基本形成充分竞争的售电侧市场主体。

完善煤炭市场体系

方略——

按照“五位一体”总体布局和“四个全面”战略布局,牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念,着眼于推动煤炭行业供给侧结构性改革,坚持市场倒逼、企业主体,地方组织、中央支持,综合施策、标本兼治,因地制宜、分类处置,将积极稳妥化解过剩产能与结构调整、转型升级相结合,实现煤炭行业扭亏脱困升级和健康发展。

路径——

从2016年开始,用3至5年的时间,再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右,较大幅度压缩煤炭产能,适度减少煤矿数量,使煤炭行业过剩产能得到有效化解,市场供需基本平衡,产业结构得到优化,转型升级取得实质性进展。

煤炭体制改革主要从以下五个方面进行:

一、严格控制新增产能。

二、加快淘汰落后产能和其他不符合产业政策的产能。

三、有序退出过剩产能。

四、推进企业改革重组。

五、促进行业调整转型。

进程——

2016年4月15日,国家人社部、发改委等7部门发布《人力资源社会保障部国家发展改革委等七部门关于在化解钢铁煤炭行业过剩产能实现脱困发展过程中做好职工安置工作的意见》,对化解过剩产能推进供给侧改革过程中的人员安置工作进行了全面部署。

2016年11月6日,山西焦煤西山煤电白家庄煤矿工人张勇告别了煤矿,转岗到西山煤电护卫支队成为一名保安。像张勇一样的煤矿工人,去年山西省共妥善安置了3万多人。

在山西,我国重点推进煤炭供给侧结构性改革,2016年,关闭煤矿25座,退出产能2325万吨,居全国第1位,并率先在全国执行276个工作日制度,原煤产量比上年减少1.4亿吨,减少量占全国的40.6%。

同年,安徽省关闭退出煤炭矿井10对,退出煤炭过剩产能967万吨,分流安置职工23144人。事实上,2015年以来,国家发改委、国家能源局、国家税务总局等部门对煤炭行业脱困、转型都采取了一系列措施。

2015年4月23日,国家税务总局、国家能源局联合发布公告,对衰竭期煤矿和充填开采置换煤炭相关涉税事项进行明确,方便纳税人享受税收优惠,确保煤炭资源税优惠政策落到实处。

2015年5月6日,国家能源局发布《煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)》(以下简称《计划》),提出了煤炭清洁高效利用目标,对燃煤发电以及原煤入选率都提出了明确要求。

按照国家能源局的规划,为提升煤炭产品质量,将会推进煤炭洗选和提质加工,同时,发展超低排放燃煤发电,加快现役燃煤机组升级改造。最为重要的是,要开展煤炭分质分级梯级利用,提高煤炭资源综合利用效率。

为进一步推动煤炭清洁高效利用水平,《计划》还提出了诸多措施,包括推进煤炭提质加工、提高煤炭产品质量,发展超低排放燃煤发电、加快现役燃煤机组升级改造,改造提升传统煤化工产业、稳步推进现代煤化工产业发展,实施燃煤锅炉提升工程、推广应用高效节能环保型锅炉,开展煤炭分质分级梯级利用、提高煤炭资源综合利用效率以及加大民用散煤清洁化治理力度、减少煤炭分散直接燃烧和推进废弃物资源化利用、减少污染物排放。

2015年5月7日,国家发展改革委召开2015年煤炭行业脱困暨经济运行调节电视电话会议。会议要求,要持续推进以“四个严格治理”为主要内容的综合脱困措施,即严格治理违法违规煤矿建设和生产,严格治理超能力生产,严格治理不安全生产,严格治理劣质煤生产、进口和使用。

2016年2月5日,国务院发布了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》,正式明确了去产能的目标:从2016年开始,用三至五年的时间,再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。

据统计,2016年我国完成淘汰2.9亿吨以上的煤炭落后产能。截至目前,山西、贵州、新疆等21个省份出台了煤炭去产能的政策调整。

贵州打出“组合拳”

贵州能源界流行着这样一句话,“煤炭打喷嚏,经济就感冒”。

贵州是煤炭大省,解决能源需求还要依靠煤炭,煤炭仍然是贵州能源未来较长时间的刚性需求。

2015年1月,贵州省政府办公厅印发《贵州省煤炭资源税改革实施方案》(以下简称《方案》)。贵州煤炭资源税税率终于尘埃落定,煤炭资源税实行从价定率计征,煤炭资源税适用税率为5%。

此次税改有一个不能忽视的前提,即不增加煤炭企业总体负担。

因此,在《方案》中,将清费立税作为基本原则,规定清理涉煤收费基金,将煤炭矿产资源补偿费费率降为零,停止征收煤炭价格调节基金,取缔省以下违规设立的涉煤收费基金。对违反行政事业性收费和政府性基金审批管理规定,越权出台的收费基金项目一律取消;对重复设置、不能适应经济社会发展和财税体制改革要求的不合理收费应清理取消;对确需保留的收费项目,应报省级人民政府批准以后执行。

2016年是贵州实施煤炭行业供给侧结构性改革的开局之年,也是贵州煤炭行业转型升级、集中攻坚的一年。从年初去产能,到年底稳生产、保供应,2016年一年间,贵州煤炭行业经历了多重考验。

为确保贵州省化解煤炭过剩产能工作方向明、任务清、工作实,贵州省政府制定了《贵州省推动煤炭行业供给侧结构性改革促进产业转型升级的实施意见》(草案)、《贵州省推动煤炭、电力行业供给侧结构性改革促进产业转型升级的实施意见》、《贵州省煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展实施方案》。

2016年上半年,贵州开展煤炭行业减负30条落实督查问责,促进煤炭市场供需持续改善。从2016年9月份以来,贵州积极应对煤炭供应偏紧状况,建立全省煤炭生产供应指挥体系。此外,2017年,贵州省计划关闭煤矿120处,化解过剩产能1500万吨。

为增强煤炭行业发展信心,贵州省能源局会同贵州省财政厅先后分两期划拨省级奖励补助资金共10亿元到地方财政,由地方财政兑现,截至2016年底,累计兑现奖励补助资金2973.33万元。

通过去产能,贵州省关闭了一批煤矿僵尸企业;通过实施减量置换,激活了一批先进产能,推动煤矿企业向集团化发展,为增强煤炭产业市场竞争力和推动煤炭产业转型升级创造了积极条件。

贵州煤炭“四大攻坚”

2017年5月,贵州省政府印发《关于煤炭工业淘汰落后产能加快转型升级的意见》(以下简称《意见》)提出,打好煤炭行业淘汰落后产能、培育释放先进产能、智能机械化改造、煤炭资源“综合利用”四个攻坚战,加快煤炭工业转型升级脱胎换骨改造。

在能源工业转型发展的道路上,贵州全面发力,把煤炭工业转型升级作为“当头炮”。

2017年5月23日,在贵州省能源工业转型发展大会上,时任贵州省长孙志刚提出了贵州能源工业转型发展凝聚“五大共识”的重要论述。

共识一:贵州是南方重要能源基地,必须拥有充足的电量供给和具有竞争力的电价优势,从而使贵州在对外开放特别是招商引资中更具吸引力。

共识二:为了保证电量充足供给和电价竞争优势,必须正确处理电煤和火电的关系,保持煤炭工业均衡可持续生产,电煤价格只能在合理区间波动,不能大起大落。

共识三:为了保证电量充足供给和电价竞争优势,必须正确处理火电和水电的关系,克服季节性差异,发挥水电调节电价的重要作用,形成整体组合优势。

共识四:为促进能源工业加快转型升级,必须牢牢抓住煤炭工业这个根本和关键,抢抓机遇淘汰落后产能、加快转型升级、实现脱胎换骨改造,为能源工业的发展奠定基础。

共识五:为确保能源工业发展取得重大突破,必须正确处理政府和市场的关系,从全局战略需要,强化政府对能源工业的调控能力,将能源工业对贵州发展的重要作用充分发挥出来。

这五大共识既是认识论、也是方法论,统一了贵州对能源工业转型发展的思想认识,为能源工业特别是煤炭工业转型升级提供了重要遵循。

同时,针对煤炭产业发展面临的转型升级手续办理慢,涉法涉诉多,融资难、融资贵三大难题,贵州近期陆续出台了《关于进一步简化流程限时办结煤矿建设手续的通知》、《贵州省煤炭结构调整转型升级专项资金管理办法》、《关于做好化解煤矿矛盾纠纷工作的通知》三个配套文件,连同《意见》配套制定的《煤炭行业淘汰落后产能三年攻坚行动》(2017—2019)、《推进煤矿智能机械化改造建设》、《煤层气(煤矿瓦斯)煤矸石矿井水综合利用》三个实施方案,形成了“一意见三方案三举措”的政策体系,对贵州煤炭工业加速转型升级、实现脱胎换骨改造进行了全面深入布局。

亮点——

贵州煤炭脱胎换骨

从2013年到2015年,贵州贵能公司共投入资金约4亿元,关闭了煤矿8处、化解每年60万吨落后产能。

“那时恰恰是煤炭价格低迷的时候,公司十分困难。但为了发展,不得不下大本钱。”贵州贵能公司董事长代华远深有感触地说。

今天看来,代华远当时的“赌注”并没有下错。2016年,贵能公司销售商品煤199.1万吨,实现了扭亏为盈。

《关于煤炭工业淘汰落后产能加快转型升级的意见》中明确要求,2017年,贵州要全部淘汰退出每年9万吨煤矿;2019年底前,全部淘汰退出每年15万吨煤矿和每年21万吨煤矿,确保完成国家下达贵州“十三五”期间淘汰7000万吨落后产能任务。

从煤矿数量上看,年产30万吨以下煤矿占贵州省煤矿总数的一半以上,而产量也占了近三成。

“2019年底前,要实现每年30万吨以下煤矿关闭退出和改造提升,任务十分艰巨。”贵州省能源局副局长胡世延说。

尽管如此,贵州省委、省政府对淘汰落后产能态度坚决,行动迅速。

2012年至2016年,贵州累计淘汰落后火电机组201.9万千瓦、淘汰煤炭落后产能6571万吨,截至目前,贵州省煤矿1189处、培育煤矿主体企业119个,批复保留煤矿655处,淘汰关闭退出煤矿506处。与2012年相比,通过实施兼并重组,煤矿处数从2012年1706处减少至2016年1189处,煤炭产量保持全国前10位。

“民营煤炭企业的发展虽然暂时面临困难,但前景广阔,机遇与挑战并行,机遇大于挑战。”2017年5月23日,贵州贵能投资股份有限公司董事长代华远参加了贵州省能源工业转型升级发展大会以后,对未来发展有了更明确的认识和目标。

代华远说,贵州能源工业转型发展“基础在煤炭,源头在煤炭,关键也在煤炭”的这一定位,充分说明了煤炭工业在贵州工业中的重要地位。

从政策保障看,贵州省委省政府从2017年起,每年预算安排10亿元以上专项资金,支持贵州煤炭行业淘汰落后产能和煤层气、煤矸石、矿井水综合利用,这更为煤炭工业发展注入了一针“强心剂”。

全国

到2020年—

化解淘汰过剩落后产能8亿吨/年左右,通过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨/年左右,煤炭产量39亿吨。

产业集中度进一步提高,煤炭企业数量3000家以内,5000万吨级以上大型企业产量占60%以上。

煤矿采煤机械化程度达到85%,掘进机械化程度达到65%。

资源综合利用水平提升,煤层气(煤矿瓦斯)产量240亿立方米,利用量160亿立方米;煤矸石综合利用率75%左右,矿井水利用率80%左右,土地复垦率60%左右。

贵州

“十三五”期间,贵州煤炭深加工项目包总共包括重点项目20个,投资约1165亿元;煤电一体化项目包共包括重点煤电和煤矿项目65个,投资约1869亿元;对全省兼并重组保留煤矿进行智能机械化升级改造,到2020年,全省煤炭产能2.28亿吨,形成煤矿产能全部为每年30万吨以上。

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