煤电矛盾原因分析

福尔莫斯

煤电矛盾原因分析

每年迎峰度夏之际，往往也是煤电矛盾凸显之时。今年在两次严重自然灾害和煤炭大幅涨价压力下，问题显得尤为突出。国务院研究室范必副司长接受本社记者采访时表示，中国电力交易方式和调度方式不够合理，是造成当前煤电矛盾的重要原因。应改进电力交易和调度方式，实行发电方与用电方直接交易，理顺电力供求关系和价格形成机制，减少市场对电煤的需求，从而抑制电煤价格过快上涨势头。

　　最近中央领导对中国经济运行作了大量的调查研究，指出在严峻挑战下，经济保持了良好发展势头。但也坦承，体制性、结构性矛盾依然存在，应当用改革的举措加以解决。范必认为，这一观点道出了解决煤电矛盾的要害。

　　范必介绍，今年以来，电煤价格大幅度上涨，发电企业电煤库存减少、亏损增加、机组利用小时数下降，全国局部地区出现了供电紧张。针对这些问题，国家连续出台政策，包括提高发电企业上网电价，限制电煤价格，等等。这些措施在实践中取得了一定成效，但还没有从根本上缓解煤电矛盾。

　　关于电力紧张的原因，范必分析道，目前煤炭生产销售已经基本市场化，在电煤涨价的情况下，电力企业多发电不能多收益甚至要亏损，电厂缺少发电积极性，自然也不愿多存煤。所以，电力紧张不是因为发电装机容量不足，而是因为“计划电”碰上了“市场煤”。

　　在谈到电煤涨价时，范必说，电煤价格是由供求关系决定的。电煤需求居高不下，很大程度上源于高耗能小火电机组的大量存在。目前全国单机容量十三点五万千瓦以下的机组仍有一点四亿千瓦，这些机组平均每发一度电比大型高效机组要多耗原煤一百五十克以上。如果小机组全部由大机组替代发电，全国煤炭生产能力可更快地实现供求平衡。

　　为何小火电机组会大量存在呢？范必指出，很重要的原因是电力调度方式不合理。中国电网仍在延用计划经济时期平均分配发电量的调度办法，即电厂不论发电方式和能耗水平，每年都可以从电网那里获得基本相同的计划发电利用小时数，这等于是鼓励小火电的发展，加剧了资源浪费和环境污染。

　　范必建议，改进电力交易方式，使发电厂与用电企业直接见面，决定销售电量和交易价格，电网收取合理的过网费；实行节能发电调度，根据火电机组煤耗由低到高，依次安排机组上网发电。

　　范必认为，如实行直接交易，减少了中间环节，发电企业的销售电价将会上升，自动实现煤电顺价销售；同时，工商企业用电成本将会出现下降，有利于减轻企业的电费负担，增强竞争能力。从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电成本下降三成，国内这方面的潜力可能更大。

　　范必还对实行节能调度算了一笔帐，他说，如果全面推行节能发电调度，全国三十万千瓦以上的火电机组年发电时间可以达到七千多小时；十三点五万千瓦以下的机组将很快被大型高效机组替代，全国每年将节约电煤一点一亿吨以上，占去年全国煤炭产量的百分之四，占电煤消耗量的百分之八，需求减少有利于抑制煤炭价格上涨。而这与电力行业既定的市场化改革方向一致，对实现“十一五”节能减排目标，有着很大的促进作用。

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煤价、电价和通货膨胀

从需求来看，中国近几年来经济持续快速的增长成为拉动能源消费的根本力量，而重工业的快速发展有时煤炭需求迅猛增长的主要动力。2002年，中国国内生产总值为119095亿元，能源消费量为15亿吨标准煤，其中煤炭消费量大约为10亿吨（电煤消费量大约为4.8亿吨）。2007年，中国国内生产总值为246619亿元，能源消费量为26.5亿吨标准煤，其中煤炭消费量大约为18亿吨（电煤消费量大约为8.8亿吨）。这一时期，工业部门的能源消费量占总的能源消费量的比重一直在41%以上，火力发电的煤炭消费量所占的比重大约是48%左右。从未来看，我国的工业化和城市化还没有完成，本世纪要实现人均收入水平达到那时的中等发达国家水平，能源需求总量巨大。例如，按照日本2002年的能源利用效率水平，即1000美元的能源消耗量为0.06吨石油当量，以当年日本人均2.8吨石油当量消费量计算，假设中国2050年的人口为15亿，则需要42亿吨石油，约合85亿吨原煤。即使能够获得20亿吨的石油当量，中国尚缺40多亿吨原煤。

从供给方面看，根据2004国土资源部公布的数据，中国依据当时的技术水平和经济成本，13亿人口人均煤炭资源约为104吨标准煤，约合72吨石油当量，如果按现在每年增加2亿吨原煤的生产速度和现在的经济技术条件，中国的煤炭资源仅能开采45年，到了2050年，能开采的煤炭储量为零。

因此，在现有的能源生产和消费结构不变的情况下，中国能源主要依靠化石能源，主要是可耗竭的煤炭资源。经济持续的增长导致了煤炭需求远远大于煤炭供给，煤炭价格长期的趋势必然是上涨。2002年，全国煤炭价格为167.8元/吨；2007年底，秦皇岛港发热量在6000大卡以上的大同优混港口平仓价为540元/吨，2008年6月上旬秦皇岛5800大卡煤价达到了870元/吨。

从短期看，2008年，全国大约有13000家煤炭生产企业，最大的两家是神华集团和中煤集团，这两家的产量仅占全国煤炭总产量的15%左右，全国销售额前一百名的煤炭生产企业的产量也仅占全国总产量的35%。因此，我国煤炭生产市场结构的竞争较为充分，这种市场中形成的价格是较为合理的，任何行政干预都是无效的。但是，煤炭资源属于国家所有，供给市场是垄断的，这个垄断性体现在政府对于煤炭生产企业资格的审批和煤炭生产产能的控制。但是过度的控制就会降低资源的供给量，从而从源头上减少了煤炭产品供给量，导致了煤炭价格过高。在短期内，制造行业和电力生产企业由于无法调整生产设备，当原料价格不能顺利地传导到最终产品价格时，企业就要减产或停产，解雇员工，减少产值。从宏观层面看，就是投资减少，经济增长速度减缓，失业增加。例如，2007年国家发改委的《煤炭工业发展“十一五”规划》中，规划2010年的原煤产量为26亿吨，而当年原煤实际产量已达到了25.4亿吨。2008年经济增长利即使是8%，煤炭需求量的增长量也要超过2亿吨。因此，煤炭企业即使超能力生产，也无法满足市场的需要。这是近期煤炭价格上涨的重要原因。所以，政府干预煤炭价格的措施的着力点不在煤炭产品供给市场，而是资源供给市场。

电力价格的形成

近几年，中国电力生产量的80%来自火力发电，因此，中国电力的供给和需求，或者说电力价格的状况，主要是火力发电量的市场状况。

从需求来看，中国电力消费量快速增长。2002年中国电力消费量是16332亿度，其中工业消费量是11793亿度，生活用电是2001亿度，分别占总量的72%和12%；2006年，全国电力消费量是28988亿度，其中工业用电是21248亿度，生活用电是3252亿度，分别占总量的73%和11%。5年期间，电力消费量总增加了一倍多，工业用电量也增加了近一倍，这个情况是与电煤消费量是一致的。从发达国家的工业化历程看，随着生活水平的提高，人均电力消费量将逐渐增长。

从供给情况看，中国火力发电能力不仅受装机容量的影响，还受运输能力和煤炭供求的影响。由于“九五”期间电力投资受到政府严格的控制，导致了十五期间电力供给巨大的缺口，1998年到2001年的煤炭关井压产，使煤炭生产能力降低，再加上运输能力的限制，2004年，全国有24个省市区拉闸限电，2005年，拉闸限电的省份上升到了26个。2007年，我国电力装机容量超过了7亿千瓦时，电力供求基本平衡。但是，我国的电力消费区主要在东南，发电所需要的煤炭主要分布在西北，这就产生了运输问题。电力生产与煤炭生产基本上两个封闭市场，发电的基本不生产煤，采煤的不能生产电，由此就产生了煤价和电价的互动问题，也是能源制度需要解决的一个问题。运输瓶颈和煤炭生产能力都可能导致煤价的上涨，从而倒逼电力价格的上涨，由此可能引起整个宏观经济形势的变化。

从短期看，以煤炭为原料的火力发电企业，在技术设备无法调整的情况下，煤炭价格的上涨，电力销售价格也必然上涨。虽然实行厂网分开，发电企业竞价上网的电力体制改革早已开始，但是电力毕竟是关系着国计民生的商品，需求弹性较小，电力价格一直受到政府的严格控制。目前，全国电价的平均水平大约是0.53元/千瓦时。这个价格水平合理不合理？以美国为例，2006年，按照当时1美元兑换8.27元人民币汇率计算，美国居民、商业和工业用每度电价格分别是0.86元人民币、0.51元人民币和0.79元人民币，平均价格是0.74元人民币。如果按国际能源组织的算法，即1美元兑换1.99元人民币汇率计算，美国的每度电的价格不到0.2元人民币。如果考虑到美国人均收入是中国的十几倍，中国的工业化还没有完成这两个事实，那么中国的电价就不能说低了。短期内，由于发电市场的竞争不充分和设备技术难以调整，部分发电企业由于难以承受煤炭价格的上涨，减少发电量或不发电，有可能再次造成“电荒”，直接冲击经济社会的稳定。

煤电联动和通货膨胀

与大多数国家一样，中国政府一直控制着电力价格。政府控制电价的方法是成本加价法??主要是以电力生产企业的经营成本加上一定的预定利润率，形成电力的上网价格。

2004年，国家控制着电煤价格，电煤价格远低于市场价格，煤炭生产企业不愿意生产电煤，电煤的短缺加重了当年的电力短缺，电价与煤价的矛盾炽热化。在这种情况下，中国政府于2005年年初出台了煤电联动机制：一是本年用于发电的电煤价格上涨幅度控制在8％以内；二是以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，电价相应上涨一次；三是煤炭涨价因素的30％由电力企业内部消化。当年5月1日，全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱。2006年7月1日实施了第二次煤电联动，电价平均每千瓦时再提高2.52分钱；年底，中国政府取消了对电煤价格长达13年的行政控制，煤炭价格双轨制彻底结束，煤炭价格由市场供求力量自发形成。在煤炭价格水平持续上涨的情况下，第三次煤电联动机制再次启动，2008年6月20。电力价格上调0.025元/度。

煤电联动机制从出台之日，一直饱受争议。因为根据煤电联动机制，只要煤炭价格一直上涨，电力价格就应该周期性的上涨。煤价和电价轮番上涨的可能，与作为国计民生的商品的电力的价格水平必须稳定相矛盾，或者说是“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。

煤电联营能否解决煤价与电价之间的矛盾？不能。煤电联营实际上是发电企业兼营采煤业，采煤业兼营发电业，这实际上是解决两个产业的市场结构问题。在电价不变的情况下，煤价持续上涨，煤电联营的实质是以采煤的盈利弥补发电的亏损，采煤业为什么要补贴发电业呢？例如，中国神华能源股份有限公司是典型的煤电一体经营的大型企业，该公司2007年年报中说，该全年发电经营收益增长了近31%，但发电营运利润率从25.9%下降到24.15，主要原因是燃料价格上升，平均利用小时下降。而同期的煤炭营运利润率则为27.4%。假使煤价格下降，电力价格不变，公司的发电机组的利用小时可能上升，因为发电比向市场卖煤更能赚钱。所以，当前煤价和电价之间的矛盾的主要方面是煤炭需求大于供给，不是煤炭开采业的垄断。

电力价格能不能上调？长期来说应该上调，短期来说上调幅度不大。之所以说长期应该上调，是因为火力发电量占中国电力生产总量的八成，煤炭储量的有限性不可能长时期维持这个比例。只有逐步上调火电价格，才能刺激电力消费者节约用电，提高能源利用效率，才能发展替代能源。之所以说短期上调幅度不大，因为现在通货膨胀已高达7?8%的水平，生产资料价格指数超过了消费品价格指数。如果大幅度上调电力价格，不仅消费品价格指数上涨，生产资料价格指数必然上涨。生产资料价格指数在5个月左右后必然传导到消费品价格指数。

能不能下调或直接控制煤炭价格？做不好。因为中国煤炭生产市场存在13000多家企业，竞争比较充分。如果要控制，比如电煤价格，必然再次导致价格传导机制的失灵。但是可以通过税收手段控制煤炭价格，因为煤炭价格中一部分是煤炭资源的租金，这个租金是属于国家所有，可以通过税费的形式来收取。从本质上讲，除了煤炭企业采用先进技术所获取的部分级差租金以外，所有的租金都归煤炭资源所有者??国家所有。煤炭价格的上涨，租金必然上涨。而现实的情况是增长了的租金被煤炭生产者占有。通过累进税的形式，国家或政府收取随煤炭价格上涨的租金，可以在很大程度上控制煤炭价格的上涨。用这部分租金补贴发电企业，使其获得正常利润，既保证电力供给的稳定，又能稳定物价水平。

福尔莫斯

煤价难“驯”之情况深度分析

对于208国道，李师傅再熟悉不过。

　　这是大同北部唯一的国道，也是晋煤外运的重要通道。在大同开出租车的他，曾拉着无数的客人走过，“以前是给煤贩子拉煤出省，现在是带人来找煤贩子买煤。”

　　由于近来煤炭紧缺，“煤贩子”成为购买煤炭的重要途径。

　　“现在买煤非常不好买。”上个月他拉了南方一个电厂的人去买煤，转了五六家，最后都说没有煤。

　　为了缓解电煤的紧张局势，继6月19日日上调销售电价之后，7月24日，国家发改委再次发出通知，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施。
　　一时间，“叛逆”的电价成为此轮调控中的焦点。

　　燃“煤”之急

　　“买不到煤”的情况，直接反映出煤炭供给不足的现状，并引发煤炭价格不断高升。据了解，此轮煤价上涨始于2007年7月份，当时6000大卡的山西优混煤从每吨490元至500元，一路小步上扬。到今年春节，煤炭价格形成井喷行情。

　　一直以来，秦皇岛煤炭的离岸价格都是全国煤炭价格“晴雨表”。根据秦皇岛煤炭交易市场统计的数据，从4月中旬到7月上旬，电煤连续10周上涨。5000大卡的煤炭离岸价格从520元/吨涨到900元/吨，5500大卡的煤炭价格从610元/吨涨到了1100元/吨，5800大卡的煤炭价格从630元/吨涨到1300元/吨。

　　粗略算来，煤炭价格在不到3个月的时间里，翻了一番。

　　迅速上升的煤炭成本，给发电企业带来的成本压力可想而知。“现在广东很多小电厂的机组都停产了，煤炭价格太高，而上网电价又被限制死了，每发一度电，就等于要亏6分钱。电厂发电发得越多，就亏得越多。”广东地区一个中型发电厂的职工告诉《第一财经日报》。

　　电力煤的紧缺，成为当前急迫的问题。根据7月11日国家电网的统计数据，国家电网区域内直调电厂存煤达到3478万吨，可用10至11天，当日进煤310万吨，耗煤321.4万吨，当日存煤低于7天的电厂达198座，低于3天的电厂达69座，机组停机达53座。

　　随着7、8月份夏季用电高峰的到来，全国电力供应又到了最紧张的时节，各地频频发布电力供应预警，部分地方甚至打破了10年没有限电的惯例，开始拉闸限电。此前，《第一财经日报》曾获悉，电监会预测今年夏季全国电力缺口将比此前预估的1400万千瓦时还要严重一些。中铝、五矿等20家骨干电解铝企业也已经开始减产。

　　上调电价

　　为了稳定煤价，国家发改委在6月19日宣布：自7月1日起将全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱；同时自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。

　　目前我国实行的是煤炭价格双轨制，也就是计划煤和市场煤共同存在。“重点合同煤主要是指每年年底的煤炭计划会上，电厂同煤炭企业签署的合同，这部分煤也被称作计划煤；非重点合同煤也被称为市场煤。”中国煤炭市场网市场研究员李朝林告诉记者。

　　发改委规定全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。临时价格干预期间，煤炭生产企业供发电用煤出矿价(车板价)一律不得超过最高限价。

　　之前在2005年，政府部门放开了电煤价格，但在中央和地方的政府部门的协调下，电煤实际上仍存在两种价格，重点计划电煤要比市场电煤仍然低50~80元/吨。

　　“非重点合同电煤价格也应该是管控起来的，但是由于非重点合同电煤采购较分散，所以这加大了监管部门对价格的监督难度。”东方证券煤炭行业分析师王帅表示。

　　山西省经贸委公布的山西省批准的储（售）煤场名单显示，以大同为例，大同市经批准的储煤公司仅有31个。但是据当地人估算，大同市周围的储煤场“几百个都有”。

　　据李朝林估计，整个电煤市场计划煤和市场煤的比例在6：4左右。但在保证电煤供应的政治任务面前，大型的煤炭企业不得不停了“市场煤”销售窗口，全力保证重点合同内的电煤供应。这样使得市场煤的价格更加陡峭起来。

　　另一方面，由于价格受到管控，煤炭公司以次充好的现象也会频频发生。“政府把价格控制住了，但是煤的品质没有明确，所以很多时候买回来的煤，质量都不好。煤企变相地在提高价格。”上述广东某电厂的工作人员告诉记者。

　　“煤”涨依旧

　　可是，上网电价在7月1日上调后，煤价仍在上涨。

　　相比6月19日政府公布电价上调方案前，市场主要电煤煤种涨幅甚至超过150元/吨。根据最新的统计数据，秦皇岛煤炭交易市场煤价本周已经上涨到1080元/吨，上涨动力依然强劲。

　　李朝林认为煤价不断上涨，主要还是供需不平衡导致的。随着经济增长，用煤需求增长加大，另一方面国家大量关停危险小煤窑，导致短期供给减少，所以造成煤炭价格上涨。

　　李朝林告诉记者，一般重点合同的煤质会相对好一点，非重点合同的煤质量会相对差一点，由于市场缺煤，所以很多电厂不得不转到市场上去买煤，可能会出现价高质次的情况。由于近期电厂用煤紧张，这就造成低质的煤相对价格是要高于高质煤的。　

　　而且，“电厂的机组发电耗煤量是很大的，为了避免同其他行业用煤发生冲突，所以在设计之初，机组锅炉就设计为燃烧热量较低的低质煤。这种设计下，机组燃烧其他质的煤，都会有损害。譬如优质煤中的煤灰较高，对机组伤害极大。”上述广东电厂的工作人员告诉记者。

　　加剧国内煤炭形势紧张的还有国际因素。今年以来，越南煤炭的限制出口导致出口中国的煤炭价格涨了40％左右，原来依靠进口越南煤炭的广西、广东开始北上寻煤。

　　同时，由于国内煤价管制，也直接刺激了出口。以6月份煤炭出口为例，海关数据显示，煤炭出口较上年同期上涨83.5%，达到699万吨，这也是2005年3月份以来的最高水平。

　　“这由此造成价格扭曲。好煤卖给人家，坏煤买回来烧。”上述电厂工作人员告诉记者。

　　体制之争

　　为了改变这些情形，7月24日，国家发改委再次发出通知，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施。措施包括：公布主要煤炭生产企业电煤销售价格；制定主要港口和集散地动力煤最高限价；加强对重点电煤合同兑现率的监管等。

　　“目前来看，煤炭价格下调可能性非常小。”王帅分析认为，短期国内煤炭市场供需矛盾严峻，加之市场炒作、囤煤等其他因素作用，煤价何时“见顶”难以确定。

　　不过，在一些煤炭专家看来，无论价格干预也好，还是小煤矿复矿提速也好，国家的各种措施只能暂时缓和供求关系，并不能从根本上化解电煤价格分歧。

　　事实上，在整个产业链上，煤、电厂、电网之间的利益博弈由来已久。

　　上述广东电厂的工作人员告诉记者，不仅煤炭和发电企业之间存在矛盾，从电力这个系统来讲，电网企业和发电企业之间也存在一些不平衡。“在广东，电厂发电的出厂价是0.39元，而电网转手卖给民用是0.65元，卖给商用就2块多钱。只有电厂夹在中间，最苦。”

　　据了解，2002年原国家电力公司分拆为两大电网和五大发电集团之后，电网公司和发电集团是分开核算的，完全是两类企业，据称，这几年来煤炭涨价的压力一直是由发电企业承担，电网企业却不受影响。

　　“煤电之争的根本原因并不在于供求关系，而在于体制问题。除了电煤放开和电价管死这一制度矛盾外，缺乏统一的协调机制和管理部门也是重要原因。所以要解决煤电之争的根本，就要从体制上来改革。”李朝林说。

　　李朝林认为，可以逐步放开电力产品的价格管制，一方面，对电厂向小的电力用户供电来说，电厂实行真正意义上的竞价上网，电网向电厂批量采购电力产品后，再向小客户销售，采取收取批零差价的办法获得差价利润；另一方面，对大的电力用户来说，电厂可以和用户直接签订供电合同，电价由电力供求企业自己敲定，电网充当电网“公路”的管理者，采取收“过路费”的形式来收取过网费用，以解决煤?电厂?电网之间的矛盾。

福尔莫斯

诸侯混战电煤自保 市场煤重走计划路

电煤总体产能不足，一场抢煤与反抢煤的战争正在地方省份间上演。此次，防守方举起的是“计划”的大棒。

　　“我们缺煤，周边省还来我们这边抢煤。”7月31日，四川省经济委员会官员对本报说，我们省已经出台政策，自8月1日起，对省内煤炭企业征收煤炭价格调节基金，每吨40元－70元。

　　这笔基金将补贴给省内电厂，而四川省政府也希望此举能够推高省内煤价，给到四川“抢”煤的省份迎头泼上一盆冷水，减少煤炭的外流。

　　“市场煤、计划电”的改革迟迟难以突破，每年用电高峰期频频上演的电煤争夺大战，正在把“市场煤”一步步逼退回计划时代。

　　“计划”大棒

　　8月盛夏，饱受酷暑煎熬的不仅仅是全国大大小小的电厂，地方政府显得更为焦灼。煤荒的讯号正在全国蔓延，电荒又将紧随而至。以各省高级政府官员带队的“要煤”队伍，又开始在产煤省份间往来穿梭。

　　电煤争夺中处于防守地位的不只四川一省。事实上，就在两个月前，湖南、重庆这两个四川周边的省份就已经宣布，对所有省内从事煤炭开采、洗选、炼焦的企业征收煤炭价格调节基金，每吨35?70元不等。

　　另有消息称，河南、安徽等也和上述煤炭将能够自保的省份一样，正计划采取类似措施，限制本省煤炭资源外流。地方省份对煤炭的控制正在收紧。

　　“湖南、重庆开征之后，煤价就涨上去了，我们的煤价就变成相对较低的了，别的省自然就来我们这 ‘抢’煤，所以我们也必须开征。”四川省经委官员说，重庆、湖南目前同等质量的电煤，一吨比四川高出80元，还有湖北、湖南及长江中下游缺煤地区，价格差距更为明显，越缺煤价格越高。相比之下，四川的煤炭价格过低，煤必然往外走。

　　“一些煤矿和经销商，为了这个差价，宁可完不成合同数，也往外运。”在四川，华电集团广安电厂与广安市某县16个煤矿签订的30余万吨的电煤合同，上半年的兑现率竟然为零；华电集团宜宾电厂与40多个煤矿签订的电煤合同兑现率不足10%。上述四川经委官员说：“我们自己也缺煤，缺得多了！”官员说：“我们自己也缺煤，缺得多了！”

　　7月28日，四川省经委发布上半年电煤合同执行情况。今年1?6月，四川电煤合同量总计1744.83万吨，实际完成量为944.7万吨，欠供800.13万吨，兑现率仅为54.14%。其中泸州电厂154.44万吨的半年订货合同中，仅兑现了35.08万吨。

　　截止到7月17日，四川省主网火电厂电煤库存仅112万吨，离110万吨的警戒水平一步之遥。由于电煤分布不均，部分电厂存煤已经进入预警状态。四川省经委官员说：“没有煤，我们拿什么保证电力？”

　　煤炭价格调节基金不是一笔小数目。以湖南为例，2008年全省煤炭总产量将在5200万吨左右，以每吨35元的征收标准，湖南征收的基金总数将超过18亿元。四川省2008年预计原煤产量7500万吨，征收的基金超过20个亿。地方政府通过这笔基金向发电企业进行补贴，或对生产、调运电煤表现出色的企业进行补贴。

　　湖南自6月开始征收煤炭价格调节基金，每吨征收35元。7月31日，湖南省经委能源处官员介绍说，煤炭价格调节基金的效果已经开始显现，在保证省内煤炭资源供应，限制外流方面，都起到了很好的作用。截至6月30日，省网统调公用电厂电煤库存恢复到82.7万吨水平，比此前最低的38万吨回升了44.7万吨。

　　但即便如此，湖南全省电煤库存还只能满足8天左右的消耗量，仍处在警戒线以下，离国家关于火电厂最低要有15天库存量的要求，仍有较大差距。用电高峰一旦到来，目前的电煤库存根本无法满足。部分重点电厂电煤库存更是基本见底，其中长沙电厂仅能勉强维持两天。

　　除了开征煤炭价格调价基金，各省还有着更为严厉的手段，例如在四川，煤炭企业完不成年初供煤合同量的75%，就不能申请非电煤的出省；湖南省电煤总库存达不到200万吨，一律禁止煤炭出省。

　　然而，纯粹的行政指令在市场化的利益格局面前，显得那么软弱无力。

　　电煤乱世

　　湖南省经委的官员向记者描述了这样一个景象，就在湖南相关政府部门采取措施力保辖区电煤库存和供应之际，很多大货车日夜穿梭在与湖南相连的省道上，有的是外地车，有的是本省的，他们都是往外省拉煤的。湖南省经委能源处官员说：“这些煤被邻省以更高的价格‘抢’走了。每吨比湖南省内电煤合同价高出50至100元。这种情况一直都有。但现在我们自己也是严重缺煤啊！”

　　这些煤被拉往广东、上海、广西等地。这些地方本来应该在秦皇岛和山西进煤。但当下来看，由于运输费用在快速上涨，从临近的湖南、四川拉煤，比从秦皇岛和山西要便宜得多。

　　四川、湖南的措施让广东感到了压力。广东是无煤省，所有煤炭全部依靠外调。广东省经委官员说：“广东一吨煤都没有，不从外调怎么办。随着用电高峰的到来，电煤供应非常严峻，仅仅依靠我们和山西、内蒙定下的合同量，肯定不够。省里定下的方针是，抓好合同煤供应，积极从周边省购煤。有序地、尽可能多地将煤炭资源调运到广东。”

　　按计划，今年广东煤炭调入总量将达到1.35亿吨，同比增长8.9%。而为了做好“迎峰度夏”电煤调运工作，广东省政府定下的任务是力争在6?8月间调运电煤2000万吨，在7月底将全省28家主力燃煤电厂的库存从目前的420万吨提高到460万吨，供18天使用。“现在的形势是全国都缺煤，我们能多拉过来一吨就算一吨。”上述广东省经委官员说。

　　广东上述官员认为，邻省的煤炭价格调节基金，在抑制煤炭资源外流方面可能会起到一定作用。政府的做法实际上是在变相提高煤炭价格。“但我们能够承受这个涨价。”事实上，广东、上海和广西等电煤进口大省，都对电厂进行财政补贴，以让其在电煤价格高涨的情况下，保证供电安全。

　　中国煤炭运销协会专家李朝林说，“煤炭价格调节基金或许能够缓解省内的一些矛盾，但是从长远看根本解决不了问题。”湖南省经委的官员说，基金所起到的效果是有限的，煤炭市场是放开的。湖南可以通过基金提高煤价，但是只要周边省份能够掏得起这个钱，资源还是会跟着钱走。

　　追本溯源

　　国家发改委负责煤电油的一位官员表示，“年初电厂和煤炭企业签订电煤合同时，很多电厂反应冷淡，都不愿意签。”这造成了现在的慌乱。

　　事实上，自2002年中国取消电煤指导价以来，现货市场煤价一直都低于合同价，即便是在最紧张的时候，现货煤炭价格仍然会便宜20到50元。这导致企业和地方政府都不热衷于签订年度订货合同。

　　但是今年，由于国家持续整顿小煤矿，再加上奥运期间出于安全的考虑，占全国煤炭产能近1/3的小煤矿大多关停，导致产能不足。煤炭价格从年初的250－300元每吨一路走高，不久前甚至一度创下超过1000元的高价。看涨的市场预期，让从事现货交易的不少煤炭企业和经销商开始囤货期盼更高价格，这进一步推高了煤炭价格。

　　目前，无论是产煤省还是用煤省，都很少有存煤，煤炭可供资源明显不足，远远满足不了市场需求，发电厂纷纷“抢”煤。在市场上，电厂不问价格，有多少要多少的局面已成普遍现象。再加上中国煤炭资源地域和季节分布不平衡，以及运输瓶颈的存在，出现外省“抢”煤，省内反“抢”的情况，也就不足为奇了。

　　国家发改委能源研究所专家认为，从眼下来看部分省市征收煤炭价格调节基金可以理解。一些省份煤炭资源本身就紧缺，年初又没有按照国家要求积极订货，一旦市场紧张，自然就很棘手。而国家发改委出台的限制电煤和动力煤价格的政策，在现实的运作中，也很难得到落实。

　　国家发改委相关官员表示，价格机制扭曲是一个老生常谈的问题，此次地方省份遇到的问题，其本质依然出在这里。中国的电力和煤炭需要政府制定一个有效的疏导机制，同时通过推动电力价格改革，抑制不合理需求，引导电煤的合理配置。从全局来看，要形成一个大市场大流通的煤炭配置格局。

　　上述官员坦陈，各地在2008年迎峰度夏关口暴露出的电煤矛盾，突出反映了中国煤炭和电力市场化改革停滞所带来的弊端。目前的煤炭订货双方积极性都不高，很难达成一年期的长期合同，其实也反映了这些问题。电厂大量用现货合同，意味着煤炭价格要更加灵活地反映供需关系。煤价波动的同时，电价也应该随之波动。而目前的问题在于，很难准确地选择一个电煤的合同价。这反过来加剧了电煤市场的不平衡。

　　下一步，必须要加快煤炭价格形成机制的改革，理顺市场关系。“但是这仍需要选择一个合适的时机，稳妥地推进。”国家发改委官员说。

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煤炭电力生产增势减缓 数据显示经济走势令人忧

　　国家发改委昨天发布的7月份主要工业行业运行情况分析报告显示，7月份全国煤炭产量为2.2亿吨，同比增长10.9%，增速比上月减缓6.4个百分点；1月-7月，全国煤炭产量为14.75亿吨，同比增长14.7%。 同时，7月份全国发电量同比增长8.1%，增速比上月减缓0.2个百分点；1月-7月，全国发电量20063亿千瓦时，同比增长11.9%，增幅比上年同期减缓4.6个百分点。

　　有分析人士认为，中国7月份煤炭产量增速环比下降可能是受两方面因素影响：一是为确保奥运期间的稳定，各地纷纷加大了对煤矿的监管，一部分小煤炭可能因此停产；二是中国6月份实施的电煤临时价格干预措施，在一定程度上打击了煤炭生产企业的积极性，从而对7月份的煤炭产量产生了影响。

　　煤炭工业协会有关负责人认为，由于煤炭价格管制将持续到2008年12月31日，且奥运期间地方政府不会过度放松对小煤矿的安全检查和资源整合，预计整个8月份煤炭产量可能延续7月份的平稳增长态势。在奥运会（搜狐联想2008奥运、联想官网）结束后，受惠于小煤矿复产验收进度加快以及国家可能出台鼓励大煤矿增加产量的有关政策，煤炭产量很可能会集中释放。

　　但是，“只要地方政府在奥运后不过度放松对小煤矿的安全检查和资源整合，中国煤炭供需偏紧的形势不会发生变化。”平安证券煤炭行业高级研究员陈亮说。

　　对此，东方证券煤炭行业首席分析师王帅也认为，奥运会后煤炭产量增长空间有限，而且目前煤炭市场供需矛盾比较突出，短期内出现供大于求的可能性不大。

　　但是，需要关注的是，“与宏观经济发展密切相关的电力业发展状况，却使业内人士对未来整个经济前景非常担忧。”王帅说。

　　记者也注意到，根据中电联的统计，7月份全国发电量同比增速比上月（8.3%）减缓0.2个百分点，远低于5月份的11.8%。并且，当月火电增长仅6.1%，较6月份增长率（6.8%）又有比较明显的下降。

　　“中国未来两三个月电力需求增速可能将走低。而且，如果考虑到GDP与发电量之间的关联性，即1：1.2的正相关性，上述数据预示着宏观经济正处于下滑之中，前景不太乐观。”另一位业内人士直言，如果宏观经济出现下滑，煤炭和电力等产业也难以独善其身。

　　但是，陈亮对此却有不同看法。“经济衰退，用电需求不一定就会萎缩。韩国在上世纪70-80年代处于工业化阶段时，就曾遭遇两次因石油危机引发的全球经济衰退。韩国当时的情况是，处于全球衰退的环境下，经济增速下降在所难免，但电力弹性系数仍高于1。”陈亮认为，即使采用目前比较悲观的假设，即“2009年中国经济增速只有6%”，煤炭也不会过剩。他指出，目前来看，小煤矿才是供给的最大变数。快报记者 于祥明

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市场煤与计划电:矛盾不解电荒难除

现状：“高价”煤乃缺电主因

　　“今年出现的电力供应紧张和以往我们谈论的电力供应紧张有本质不同。”国家发展和改革委副主任、国家能源局局长张国宝说，去年我国燃煤火力发电厂平均运行时间与前年相比，下降了133个小时；今年上半年我国燃煤火力发电机组运行小时又比去年同期下降了50个小时左右。这一现象说明，当前电力紧张不是因为电力装机容量不足，而主要反映在煤炭供应紧张上。
　　张国宝的观点与中国电力企业联合会(以下简称中电联)此前发布的《2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》不谋而合。这份报告认为，电煤资源紧张、电厂存煤下降、缺煤停机容量增多是导致今年部分省区电力供需紧张甚至出现缺口的最主要原因。
　　“今年7月份以来，国家电网公司区域内电厂电煤库存一直在缓慢下滑。”国家电网公司新闻处刘心放说，截至8月初，国家电网公司区域内直调电厂存煤 3358万吨，可用10至11天。存煤低于7天警戒线的电厂219座，占区域内电厂40%左右，其中存煤量低于3天的电厂87座，缺煤停机机组71台。截至7月30日，华中电网电煤库存615万吨，仅为去年同期的一半。
　　记者在采访中发现，“煤炭供应紧张导致缺电”的背后，实际上是不断飙升的煤炭价格。中电联提供的数据显示，在2007年全国电煤价格平均上涨35元/吨左右的基础上，今年的煤炭产运需衔接会签订的电煤合同平均价格再次上涨35至 45元/吨。3月份以来，一些国有和地方煤矿重点电煤合同价格普遍上涨，涨幅介于15至100元/吨之间，有的达到200元/吨以上。从4月底到6月末仅两个月的时间，秦皇岛地区主流动力煤品种交易价格的整体上涨幅度达到了300元/吨以上，发热量5500千卡/千克的煤价达到920元/吨以上。
　　对此，已深处亏损之中的火力发电企业自然难以承受，尤其是装机容量在30万千瓦以下的小型火电机组，发电越多，亏损越多，企业停机似乎是情理之中。

　　对策：建立煤电互保的长效机制

　　除破解电煤瓶颈外，要实现电力行业的安全稳定运行，避免电力发展的大起大落，从更加宏观的角度保障国民经济的电力供应，中电联专家提出，应鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，进一步总结和研究煤电联营、煤电一体化、电力投资办煤的体制机制问题，建立煤电互保的长效机制。这对稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动，减少电力企业经营风险和困难具有非常重要的意义。此外，以“十一五”规划为指导，按照电力工业发展产业政策，在有条件地区加快实施建设大型煤电基地，充分利用电网包括特高压电网的输电通道，变输煤为输电；并坚持电源结构多元发展，完善清洁能源发展机制，加快发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源发展，提高非化石能源在一次能源中的比重。
　　而来自煤炭方面的声音则认为，电力与煤炭之间的矛盾仅仅依靠限制煤炭价格、提高电价的举措还不足以从根本上化解。中国煤炭运销协会的一位专家告诉记者，电煤合同履约率低、中间运输环节层层“扒皮”等一系列现象值得关注，这些现象背后暴露了我国能源价格体制还不够顺畅，能源价格改革任重道远。

　　实施：理顺价格机制，加强统一规划

　　实际上，电煤矛盾是我国能源价格体制改革中必然经历的一个阶段。张国宝说，我国目前对煤炭价格是放开的，也就是说由市场来决定煤炭的价格；而电价则实行政府定价。由于中国这几年电力发展速度很快，煤炭的供应和电力发展相比，相对不能够满足电力发展的需要，再加上钢铁等其他耗煤产业对煤炭的需求也迅速增加，以及国际煤炭市场价格迅速上涨所带动的国内煤炭价格较快上涨，导致煤炭与电力矛盾较为突出。
　　“这一现象已经引起了国务院高度重视，我们已经并还将采取一系列的措施，来增加煤炭的产量和煤炭的供应。”张国宝说，我们还要采取其它相应措施，包括号召节约能源，包括电力需求等方面的管理。
　　目前，我国缺乏对能源行业的市场改革进行全面统一的规划和管理。一位能源专家向记者表示，电力行业市场化改革滞后于煤炭行业，发电企业仅能通过控制电煤库存应对煤价风险；同时我国也缺乏全面公平的能源价格决定机制来平衡市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾。因此，只有加快我国能源价格体制改革的步伐，包括煤电之争在内的一系列能源行业内部矛盾才能得到根本解决。
　　还有的专家提出，中国需要有一支独立于煤电产业链利益之外的机构，摸清从生产煤炭直到消费者用电这一链条上所有环节的利益关系。这是制定可以持续的电价改革政策的必要前提。目前，我国特别缺乏的就是这样一个独立的能源信息统计、分析机构。

　　建议：下半年着重解决好电煤问题

　　“煤电供需矛盾是今年以来影响电力供需平衡和电力工业安全稳定运行的主要矛盾。下半年，要保证电力安全稳定连续运行，必须着重解决好电煤问题。”中电联有关专家提出破解电煤矛盾的建议。其中强调，需加大煤炭运输协调和执行力度；尤其要加强中间流通环节的监管，避免因中间环节失控致使到厂价大幅上涨的炒作行为。要继续推进电价改革，合理解决电煤价格及资源型产品的价格上涨、电力企业还本付息、环保脱硫加价以及新能源、可再生能源电价形成机制等问题。
　　同时建议，国家在电价调整难以到位的情况下，为维持电力企业的简单再生产和安全生产，尽快研究出台财政补贴政策，如对电力企业适当减免增值税或实施增值税先征后返政策，适当增加对发电企业流动资金贷款.

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奥运期间调电价电网损失500亿 年内至少再涨2分

奥运期间意外上调的上网电价，尽管解了发电企业一时之渴，但却让销售电价并未上调的电网公司损失500亿元。

　　记者从电力系统获悉，自8月20日起，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高0.02元，但销售电价却未同步上涨，令电网企业承受成本压力较大，目前相关部门正在进一步研究将在下游企业压力缓解后再调整终端电价，或者适当给予电网公司相应财政补贴，以弥补电网公司承担的损失。

　　电网补贴落实容易

　　“因近期政府两次上调电价均是顶着通货膨胀的压力，但目前发电企业仍在亏损，今年内上网电价预计再涨2分钱，而如果通胀压力减少，销售电价预计会一次上涨4分钱，但如果通胀压力仍然较大，销售电价预计只涨2分钱，而电网公司损失的部分将得到财政补贴。”8月28日，记者从消息人士处获悉。

　　该人士告诉记者，8月20日起仅上调上网电价，是政府在煤电矛盾两难中，为避免电价再次上涨过度影响下游企业而做出的选择，政府将煤价上涨的成本压力先转嫁给了电网企业。

　　“目前相关部门给政府的建议是缓一段再上调销售电价，或通过财政补贴直接补偿电网公司的损失。”该人士告诉计划。

　　此次电价调整的意图主要是在8月上旬国务院副总理李克强在电力系统召集的一次会议上敲定的。据悉，当时的座谈会，国家发改委、电监会、安监局、银监会相关官员，以及五大电力集团、两大电网公司、神华和中煤两大中央煤企的主要负责人均有代表参加。座谈会期间，五大电力集团纷纷痛陈亏损实情，希望调整电价或者给予财政补贴以缓解亏损压力。

　　“因电力紧张的形势刻不容缓，考虑到发电企业数量众多，财政补贴难以具体实施，座谈会上敲定上网电价上调2分左右、终端电价不动的方案。”一内部人士告诉记者，终端电价不动主要还是基于CPI稳定运行的考虑。不过考虑到发电企业的亏损压力一部分转嫁给电网公司，当时还计划在终端电价不调整的情况下，进一步研究将在下游企业压力缓解后再调整终端电价，或者适当给予电网公司相应的财政补贴，以弥补电网公司承担的这部分成本压力。

　　该人士告诉记者，因为全国的电网公司只有两家，财政补贴相对比较容易落实。

煤电仍僵持矛盾中

　　政府再次调整电价，并且紧控煤价，进一步缓解了发电企业的经营压力，但煤电矛盾在一轮轮的涨价中仍然死死僵持着。

　　同时，该负责人仍在忧心此轮电价上涨，已经再次在小范围内带来电煤价格水涨船高。此前的7月1日，国家发改委将终端销售电价每千瓦时平均上调了0.025元。电煤价格随之攀升。国家电监会在8月进行的调研也发现，电价上调以后，发电企业亏损局面仍然无法得到扭转，因为电价上调后，电煤价格的上涨幅度更高。

　　“不过目前电煤价格被控制得很严，可以看秦皇岛的价格行情，这几天甚至还有所下滑。”中国煤炭运销协会市场观察员李朝林说。

　　一家发电企业负责人则告诉记者，因为政府原因，目前主要国有煤矿的煤炭价格都被严格控制了，但仍有一些煤矿虽因政府压力，不敢再像此前一样公然上涨煤价，而是与电厂签订双份合同，一份合同执行的电煤价格是目前政府限制后的价格，但另一份补偿合同则要求电厂在政府的限制期限过后再将差价补齐，一些实在缺煤的电厂还是会和这样的煤企签订双份合同。“因为即使加上补差价，还是会比市场煤便宜，总比买市场煤成本小一些。不过这样又把市场弄乱了。”这位负责人叹息着说。

　　据悉，陕西和河南的计划内电煤价格在8月20日后，仍有小幅度的上涨。

　　“只能接受，现在煤炭太紧张了，能拿到煤，涨点钱也接受，不然没煤发电了。”一位电厂负责人说。

　　1分钱电=18元电煤？

　　利用电价的上调来缓解煤电企业的矛盾和发电企业的亏损现状，终归是权宜之计，政府下大力度来推进电力体制改革，理顺电价才是根本之策。

　　据统计，今年上半年火电发电量为1.4万亿度，而这次电价上调将会给发电行业带来280亿元的收益，但由于五大发电集团普遍亏损严重，280亿的收益并未能改变发电企业的业绩。

　　此次上网电价上调2分的方案公布后，一位发电企业负责人告诉记者，“2007年，计划内电煤价格上涨了25元，此年度电价没有随之调整，今年电煤价格疯狂飙涨约130元。目前一共积累了155元的成本上涨压力，电价每涨1分钱相当于缓解了18元的电煤成本，今年上网电价约已上调3.7分，但目前的电煤价格下，上网电价仍需要上调4分钱才能使得发电企业消化煤炭上涨的成本，扭转亏损，保本经营”。

　　“政府有计划年内再次上调上网电价，但具体要综合两个方面的因素，一是煤炭价格是否稳定下来，二是通货膨胀的压力是否变小。”这位发电企业负责人透露。

　　而记者从内部人士处获悉，虽然仍差价4分，但政府考虑到下游企业和居民的承受能力，同时避免进一步造成对通胀指数的压力，年内预计再上调一次上网电价，幅度约为2分钱，销售电价将随之上调。

　　“但电价的反复调整，并未能真正解决‘市场煤、计划电’的体制下的深层次矛盾，这也是电价上调必然引发一轮煤价更大幅度上涨的主要原因。”李朝林指出，电力体制改革没有被彻底推进，电价机制没有理顺，这一恶性循环也将会持续。

　　2002年“厂网分开”之后，因电荒问题，电力体制改革几乎搁浅。政府在电荒、煤荒间疲于奔命。

　　“理顺价格机制，推进电力体制改革，已经被政府相关部门重视起来，这也是政府要从煤价和电价的恶性循环中脱身的最佳出口。”上述发电企业负责人认为.

［此帖子已被 福尔莫斯 在 2008-8-31 19:16:18 编辑过］