电煤价35天涨22% 电企:买煤成本已高过发电收入

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电煤价35天涨22% 电企:买煤成本已高过发电收入

新京报

电煤限价令发布已过1个月，然而电煤价格仍在一路走高，上涨幅度已经达到22%。目前市场煤与电煤的差距已拉大到200元每吨，电厂买煤比以前更难了。　　电煤限价令发布已过1个月，然而昨日记者从秦皇岛港获悉，电煤价格仍在一路走高，秦皇岛大同优混的平仓价为1050-1080元/吨，这一价格较6月19日发改委发布电煤价格限价令当日大同优混的平仓价885元/吨，上涨幅度已经达到22%。

　　限价令为何成了电煤价格的助涨令？而昨日记者采访煤矿和电厂人士了解到，限价令实施后，国有大煤矿的电煤出厂价受到物价部门的严格监控，但这一举措却间接推高了市场煤的价格，目前市场煤与电煤的差距已拉大到200元每吨，电厂买煤比以前更难了。

　　煤企 监管难到位反推高煤价

　　6月19日发改委表示，为防止煤、电价格出现轮番上涨，依据《价格法》有关规定，决定对全国发电用煤实行临时价格干预措施。采取了最高限价的干预措施，即要求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。

　　虽然国家发改委的电煤限价令并没有对国有煤矿和小煤窑区别对待，但实际的情况是政府对大煤矿的限价令已实现了严格的监管，而一些小煤窑由于监管不到位，反而使得电煤市场价一路走高，从而也拉大了市场煤和重点合同煤之间的差距。

　　郑州矿务局的一位工作人员告诉记者，郑州市场的重点合同煤价格与市场煤的价格已经拉大到了每吨200元。他告诉记者，限价令发布之后，“省里和市里物价局的人会不定期地抽查，但一些小矿根本就没有发票，没有办法监管。”

　　针对目前迎峰度夏用电高峰，各产煤省都出台了重点保障省内电厂电煤供应的政策。郑州矿业局重点保障的是省内几家电厂，他给记者算了一笔账，按照一个月50万吨的电煤调出量以及目前市场煤与重点合同煤200元每吨的差距计算，一个月就要少赚1个亿。在这样的形势下，国有大矿的生产积极性显然是难以调动的，而是要依靠行政命令来保证电煤供应。

　　电企 出高价也难买到煤

　　“现在我们买煤更难了”，浙江省能源集团一位负责人士昨日到秦皇岛为电厂落实煤源，“以前我们把价格往高提一提还可以买到煤，但现在我们再提价也买不到煤。”

　　他告诉记者，年初集团预计市场煤的份额为50%以上，而现在由于国有煤矿兑现率的下降，市场煤的供应比例已达到60%以上，而且市场的价格还无法得到控制，“现在电煤市场价格已经涨到每吨1100元，买煤的成本价已经高过了发电的收入。”

　　在限价令下，还出现了市场经济中难以发生的一幕，即使有别的电厂愿意出高价也难以买到煤。上述郑州矿业局人士解释道，作为国有大矿，产量在短期内有较大增加非常难。

　　浙江能源集团一位负责人认为，限价令并没有疏导反而加剧电煤的矛盾，最直接的体现就是，明年煤炭订货会重点煤合同价格将受到影响，“市场上价格都卖那么高了，国有大矿肯定不愿意再按现在的价格来定合同，价格到时肯定还会涨。”

　　中间商 始终遵循市场规律

　　在内蒙古一位民营煤炭运销公司的老板看来，发改委的限价政策完全是违背市场规律的，他有一条自己遵循的牢牢不变的准则，那就是完全跟着市场走。

　　“既然现在我每吨煤卖900多元都有人买，能卖得出去，我为什么要把价格降下来？”每天，他的手机上都可以通过短信收到秦皇岛以及各个煤炭中转地电煤的价格，然后按照这些市场行情来确定销售价格。他告诉记者从内蒙古煤矿收购来的煤炭价格是400元/吨，而加上火车和运费等这些费用到了秦皇岛就变成了900元/吨，“即使是发电企业自己来拉煤，加上成本和运费最后也是这个价格。”

　　他认为，要让煤炭价格下降，应该提高煤炭的产量。（

福尔莫斯

探寻煤电争端：巨大利益流向何处

<DIV class=t_msgfont>证券市场周刊 栗新宏/文

　　火电行业的盈利能力已处于2002年以来的最坏时刻,二季度业绩将是全年的最低点。随着石油等国际大宗商品价格回落和国内CPI增速的趋缓,为电价上调打开了时间之窗,将有助于火电行业景气重新进入上升通道。按照火电上市公司利润对电价调整不同的敏感度,投资者可选择弹性较大的火电股。

　　虽然身处“煤都”大同，但李先生(化名)仍如坐针毡。

　　李先生为大同二电厂燃煤部负责人。8月1日，他向《证券市场周刊》表示，“大同煤炭集团(下称“同煤集团”)给我们发的煤不足合同量的四分之一，而按市场价供货的地方小煤矿，基本每10天就要涨价一次，电厂已是赔钱发电。尽管如此，电煤库存也仅可维持3天左右。”

　　大同二电厂一期、二期项目共有240万千瓦的装机能力，是国电集团下属规模最大的电厂，2007年需电煤约400万吨，而同煤集团当年的煤炭产量为1.17亿吨。

　　大同二电厂并非特例，华能国际(600011)、华电国际(600027)等2008年上半年业绩先后预亏，原因均为上半年煤价上涨幅度超出预期。

　　7月24日，国家发改委下发煤炭限价令，要求秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格，不得超过6月19日的价格水平。此前的6月19日，国家发改委下发电煤限价令，此后电煤价格仍上涨了22%。这一幕在2005年也曾有过上演，当年国家发改委亦两次发文对煤炭限价，但并未遏制煤价上涨势头。

　　国家发改委决定自8月20日起，将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。但与此前7月1日的电价调整一样，只能部分纾解电力企业的困局，并不能从根本上解决煤电之争的死结。

　　作为世界第一产煤大国，在电力严重短缺下，中国电力企业却面临如此境遇。相关数据表明，煤炭企业因价格增长带来的利润，远小于电力企业成本的增长，那么巨大的利益流向何处？煤电争端背后隐藏着怎么样的秘密？

　　燃煤困境

　　2007年12月，大同二电厂与同煤集团签订供煤协议，约定后者2008年每天供应4列车1万吨电煤，每吨约定为300-350元。随着煤价的节节攀升，同煤集团不再执行合同，每天只供应大同二电厂1列车电煤。

　　几经沟通未果后，国电集团请求山西省政府出面协调。省政府在5月12日发文，要求同煤集团在5月到12月份，保证大同二电厂每天4列车的用煤量。但至7月1日，同煤集团也只向大同二电厂每天发出两列车电煤。目前，双方已达成新的协议，同煤集团保证每天新增1列车电煤，前提是按500元/吨结算。

　　同煤集团董事长吴永平表示，既然通过市场可以卖出更高的价格，同煤集团就应优先考虑企业自身的利益。

　　目前，大同地区市场电煤价约为600-700元/吨。大同二电厂还从地方小煤矿和经销商按市场价购煤，合同基本10天一签。

　　《证券市场周刊》了解到，按吨煤600元计算，大同二电厂每千瓦时电耗煤约0.204元，加上配件、水、柴石灰等其他消耗、折旧及修理费等，每千瓦时电成本约为0.304元。而即使在7月1日第三次煤电联动，全国上网电价平均上调0.0174元/千瓦时后，大同二电厂的上网电价也仅约为0.294元/千瓦时。

　　该厂生产部负责人透露，价格大幅上涨的同时，电煤质量下降严重，很多煤发热量不足3000大卡/公斤，此前则多在5000大卡/公斤以上，而且水分、灰分、含硫量等指标亦不如前。

　　“由此引发的火电机组非计划停运次数明显增多，设备维修和损耗都大大增加。”

　　为节约成本，大同二电厂将一期、二期项目的两套管理机构精简合并为一个，并对机关工作人员平均降薪30%。同时，大同二电厂实行奖励制度：供煤量保证在1-2万吨奖励销售方10元/吨，2万吨及以上奖励30元/吨；若销售方到厂煤化验加权热值达到4200大卡/公斤及以上，每高1大卡奖励相应增加0.15元/吨。

　　历史积怨

　　作为一种大宗商品，为避免电煤价格大幅波动影响企业经营和能源安全，大型煤矿和发电企业一般采用签订长期供货合同的方式。但近在咫尺的大同二电厂和同煤集团从未建立起紧密的供煤关系。

　　大同二电厂用煤主要来自三个渠道，分别来自同煤集团、大同翔宇商贸公司、山西省煤运总公司。2007年，三个渠道供煤占比分别为2.6%、20.8%和 76.6%，而在2000年至2007年，则分别为10%、20%和70%。

　　此种现象并非特例。近年来的煤炭订货会上，长期合同煤签订的数量不足电力企业实际需求量的一半。如2007年签订的电煤合同为6.19亿吨，而当年电煤总需求约14.5亿吨。

　　李先生表示，前几年同煤集团的煤价要高于地方煤矿，因此电厂不愿签订长单，现在看来是非常短视的。虽然地方煤矿价格低于同煤集团，但发热量、挥发分等指标却相差很多，实际成本要高于后者。

　　大同二电厂煤炭采购数据显示，2001年至2007年，从同煤集团采购的煤炭价格，由164.7元/吨涨至305元/吨，而后两个渠道的煤价则均由124元/吨涨至380元/吨。实际上从2006年开始，地方采购的煤炭价格已超过同煤集团。

　　2004年之前，电煤市场为买方市场，向电厂供煤及结款都需要给电厂燃煤采购部门相关人员“好处费”，而在此方面地方小煤矿远比国有大型煤矿“机制灵活”。

　　同煤集团运销公司严先生表示，当时为了和电厂签订合同，他们几乎要磨破嘴跑断腿，即使拿到合同，也几乎没有电厂会如约要煤，而货发去了，一年半载也结不了款。

　　吴永平透露，同煤集团之所以形成对信达资产管理公司69.76亿元的欠款，其中一个重要原因就是，当年电力企业不给结算煤款，为维持经营，不得以向银行借款。

　　据悉，当时同煤集团曾组织上千人到全国各地向欠款客户催账，要回款的职工，按金额的1%至10%提成。

　　严先生表示，电厂自己没有执行合同的惯例，现在却要求煤矿遵守合同，于理不公。而且，尽管电厂职工工资有一定幅度的下降，但仍远高于煤矿职工，有能力接受高煤价。

　　据本刊了解，以同样工作10年左右的本科毕业生为例，在同煤集团的月收入约为1400?1700元，在大同二电厂月收入约为3000?4000元。

　　煤价推手

　　在油价大幅上涨的大背景下，煤价在比价效应的推动下自然也就大幅上涨，除此之外，还有诸多的推动力量：

　　首先，煤炭开采成本在迅速上升。

　　据本刊了解，2007年同煤集团除塔山矿以外的矿吨煤成本约为130元，而目前已达到250元左右，电力、钢材、水泥、木材、工人工资等都出现了较大幅度的上涨。在吨煤成本构成中，仅工资一项就由原来的70元增至147元。

　　薛先生拥有的小煤矿也是大同二电厂的供煤商之一，最近一年来，该煤矿开采成本由80元涨至170元。“除安全投入增加，主要是规费的增加，在两三年内，收费单位从之前的两三家新增了五六家，目前主要包括工商、税务、环保、计生等10多家收费单位。”

　　开采成本增加自然导致煤矿坑口价的提升，而电煤从煤矿到电厂还要经过很多环节。

　　山西省煤运总公司是大同二电厂最主要的供煤渠道，通过其下设的电煤站向后者供煤。所有进入大同二电厂的地方小煤矿的煤必须与电煤站签订合同，再由电煤站销售给大同二电厂。此前，对销往大同二电厂的电煤，电煤站每吨征收48元，其中的28元为政府财政收费，另外20元以煤检费名目自留。

　　2007年3月，山西省停止征收煤检费，开征了煤炭可持续发展基金，由省地税局代征，同时实行“山西省煤炭销售票”制度，向煤炭交易双方强行征收每吨几十元的交易管理费。

　　自此，电煤站也停征了煤检费，但在协助地税部门开展煤炭可持续发展基金的查验补征外，还要查验进入电厂的电煤的销售票。而对于超出核定产能生产的小煤矿而言，一般不愿提供相应销售票，电煤站则对每吨煤加征100元。

　　据此，该电煤站从创立到现在没有增加任何职能，而人员却从设立时的20人增至目前的130人。

　　李先生表示，电煤站本身没有煤源，煤炭紧张时，不能为电厂解决煤源，但长期以来，却在供需双方间树起了一道人为屏障，降低了效率，加大了交易成本。

　　按照规定，在山西省所有通过公路运输的煤炭买卖都必须通过山西省煤运公司在各地下设的分公司才能签订合同，对电煤实行“五统一”。即对公路运输的煤炭在价格、合同、票据、计量和结算五个方面由山西省煤运公司实行统一管理，按照一定比例征收管理费。

　　除了政府部门的各类收费，大部分电厂用煤因没有长期合同保证，通过市场购置，这就给煤炭中间商留出了巨大的生存空间。

　　中间商一般与电厂、煤企关系密切，电企和煤企之所以愿意留出一部分利润给中间商，是因为相关人员可从中得到相应的“好处费”。而煤价越高，中间商及煤企、电企相关人员的“利润”空间也越大。

　　目前，煤炭中间商的一般利润行情是：每吨动力煤15元 、块煤30元、精煤40元。

　　运力瓶颈

　　中国煤炭产地主要集中在山西、陕西、内蒙古等地，电力消费却集中在东南部地区，运输存在“北煤南运”的现象。铁路是“北煤南运”的主要承担者，但铁路运力不足始终是煤炭运输的瓶颈。

　　2007年，全国煤炭日均装车完成51632车，同比增加4536车，增长了9.6%；同期，全国铁路煤炭运量完成1.05亿吨，同比增加698.1万吨，增长了7.1%。而同期中国煤炭产量为25.23亿吨，同比增长8.2%，铁路运力增长落后于煤炭产量。

　　在大同从事10多年煤炭经销的乔老板对此深有体会。作为中间商，对乔老板来说最难的就是申请铁路车皮。由于上报运量远超铁路运力，车皮资源稀缺，每吨煤铁路部门的相关人员要收20元的“请车费”，已成为一个公开的秘密。

　　此外，在煤炭装车过程中涉及到的开矿车、装车皮等环节的负责人也都要“公关”，否则要么装载缓慢，要么少装。乔老板透露，“仅用于铁路部门的‘公关’，每吨煤在30元左右，这自然需要下游煤炭用户买单。”

　　即使拥有铁路专用线的煤炭公司也好不了多少。铁路专用线和铁路网连接之后，依然要走铁路运力计划，而且专用线的维修也由铁路部门负责。在山西拥有铁路专用线的煤炭企业，每吨煤要抽取2元钱作为维修费用。

　　目前，山西外运煤主要有大秦、侯月、神朔黄三条铁路运输线路。从2003年开始，大秦线煤炭运力快速增加，2005年至2007年连续三年增量都在5000万吨左右，2007年运力达到3亿吨，而侯月、神朔黄线运力增长缓慢，分别为2000万吨和1500万吨。

　　据本刊了解，2008年大秦线将继续新增运力5000万吨，神朔黄线有望新增加1000万吨，其余线路合计新增不足1000万吨，其中通往沿海港口的线路基本没有安排增运。另外，为适应铁路大提速的需要，2008年将淘汰3万辆不适应提速车辆，新投入为2.5万辆，运行车辆总体减少5000辆。总体估算，2008年铁路将新增运煤能力7000万吨左右，比上年明显回落，且新增运力集中在北通道上。

　　而2008年全国电力机组新增电煤需求约在1.07亿吨，这意味着将存在3000多万吨电煤运力缺口。

　　扩张遗症

　　按照国家电监会价格与财务监管部唐俊的分析，2008年前5个月，电企费用增长最快的并非是燃料成本，而是财务费用，同比增长了44%，高于燃料成本42%的增速。与上年同期相比，五大发电集团的资产负债率都有所提高，其中的三家已经突破了80%，其原因就在于发电企业的快速扩张。

　　发电企业是资金密集型企业，一个装机容量为2×200MW的火电厂大约需投资13-14亿元，新建一个装机容量为4×600MW的火电厂约需投资110亿元。

　　2003年，全国爆发了大面积“电荒”，当年夏天全国就有21个省(市)电力严重供不应求。2004年一季度，全国有24个省(市)被迫拉闸限电。电力缺口年均为2500-3000万千瓦。由此引发了五大发电集团在全国范围内的积极扩张，装机容量迅速上升。

　　2002年至2007年，全国净增装机容量分别为1808万千瓦、3484万千瓦、5098万千瓦、7480万千瓦、10482万千瓦、9100万千瓦，同比增长分别达到5.34%、9.77%、13.02%、16.91%、20.27%、14.4%。

　　由于发电企业扩张所需资金大部分来源于银行借款，在加息周期中财务费用支出不断上升。2008年第一季度，华能国际、国电电力(600795)和大唐发电(601991)的财务费用分别是其净利润的2.45倍、1.43倍、1.55倍，2005年则分别为0.26倍、0.6倍和0.28倍。

　　据唐俊计算，2008年第一季度，如果不考虑财务费用，每度电盈余约0.022元，而每度电分摊的财务费用约0.036元。

　　装机容量迅速上升，一方面使得电力企业财务费用大增，另外新增装机项目以火电为主，也迅速提高了对煤炭的需求。2002年至2006年，中国火电装机容量占总装机容量的比重持续攀升，从74.8%提升至78.2%，远高于世界平均水平。

　　中国煤炭资源主要集中于西部，由西向东逐渐递减，而2007年新增装机容量中，东、中、西地区占比分别为46%、24%和30%，其中东部新投产机组中93%为火电机组。

　　大唐集团总经理翟若愚表示，近几年来五大电力公司都在跑马圈地扩大产能，但电源布局不平衡的根本问题始终没有得到解决，进一步加剧了与煤炭资源的矛盾。

　　同时，电力企业在产能快速增长的同时，节能降耗却并没有同步提高。

　　据本刊了解， 2005年国内主要电力企业的发电煤耗是340-350克/千瓦时，只比2002年下降了不足10%，而目前国际先进水平的煤耗为285克/千瓦时。

　　进军上游

　　电力企业所面临的困境，并非产能过剩所致，而是电价不能随煤价同步上升，如果对煤价进行控制，或相应提高电价，则困局就将迎刃而解。

　　2007年底，“2008年重点合同电煤”基本签订完毕之际，电煤价格每吨上涨30至40元，涨幅在10%左右。不久后，南方发生雪灾，影响铁路运力。南方电网公司副总经理肖鹏透露，煤价在进入2008年之后上涨过快，导致南方电网在一季度停机1030万千瓦。

　　随即，国家出面进行协调，要求各煤炭企业不得提价，保证电力供应。

　　对此，山西潞安集团运销公司副总经理许利华认为，年初南方的电荒是因为雪灾破坏电网，造成电厂停机，而并非缺煤，结果是电力企业合力向政府施压，煤炭企业被迫做出巨大牺牲。

　　进入7月以来，因出现亏损，山西部分电厂停运60万千瓦以下机组，造成全省大面积停电。以太原为例，当月三次停电，停电面积涉六十个片区；全市所有大型娱乐场所、大型洗浴场所每周开四停三；城市亮化工程照明、楼房轮廓灯、大型霓虹灯以及街道灯箱广告在高峰用电期间也全部停止使用。

　　据山西电力公司公布的数据，截止到7月1日，山西省电力缺口达460万千瓦，远远超过250万千瓦的“红色”预警水平。

　　另外，山东、广东、浙江等省宣布今年夏季电力缺口分别将达到700万千瓦、650万千瓦、300万千瓦。而电监会预计，今年国内电力缺口预计超过1000万千瓦。

　　由此，国家发改委于6月19日、7月24日先后两次下发煤炭限制令，以期纾缓煤炭涨价对电力企业的成本压力。

　　与此同时，国家发改委宣布，自7月1日起，将全国销售电价平均每千瓦时提高0.025元。随后，又发出通知，决定自8月20日起，将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时分别0.02元，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。

　　但上述限制煤价和提高电价的政策，由于力度有限，只能在一定度程度上减轻亏损，并不能使电力企业完全摆脱困境。

　　根据中国电力企业联合会统计信息部主任薛静的分析，以每千瓦时0.025元的提价全部补贴给发电企业换算，大概是每吨电煤补贴60元左右。但2008年以来，山西省的电煤价格已较年初每吨上涨了200元以上。

　　目前，电力企业普遍的一个共识是：要想根本解决高煤价困境，必须拥有煤炭资源。其中，五大发电集团在煤炭方面的动作最大。

　　在参股同煤集团等国内大型国有煤矿的同时，2005年7月，华能集团还与澳大利亚麦卡瑟煤炭公司签署协议，以2942.3万澳元的价格收购蒙托煤矿项目25.5%的股权。此外，华能集团还通过华能能源交通产业股份公司在内蒙和山西全资拥有或参股煤矿。

　　2008年4月，华能集团总经理胡式海在“2008年中国国际煤炭大会”上透露，华能集团至2010年，将煤炭自供产量从1700万吨提高至4500万吨，使煤炭自给率由目前的12%提高至20%。

　　而大唐集团早在2004年就投资28亿元合作开发年产1500万吨的山西塔山煤矿。2005年，大唐集团与开滦集团合作设立河北蔚州能源综合开发有限公司，建设运营煤电一体化项目，下属煤矿年产煤超过1000万吨。随后，大唐集团接连控股胜利东二号煤田、蔚州煤田及入股长滩煤田项目。2008年3月，大唐发电又出资不超过34.27亿元控股建设内蒙古自治区锡林郭勒盟五间房煤田的东部矿区，占51%股份。加上此次的收购，大唐发电总共拥有210.1亿吨煤炭资源储量。

　　据《证券市场周刊》了解，大唐集团计划在2010年年底前，将煤炭年产量增至3000万吨，自给率达到30%。

　　6月11日，国电集团重组内蒙古平煤集团尘埃落定，国电内蒙古能源有限公司宣告成立。预计到2010年，国电集团将控制煤炭年产能3100万吨。

　　2006年，中电投在内蒙古霍林河、白音华等地建立了大型煤电基地，下属的霍林河露天煤业股份有限公司的煤炭产销量已突破2000万吨。按照公司计划，到2010年控制煤炭生产能力将达5000万吨，煤炭自给率由目前不足10%提高到30%左右。

　　五大集团中，华电集团在收购煤炭资源方面较为缓慢，至2007年，华电集团仅参股建设了拥有2300万吨煤炭产量的煤矿，而且这些煤矿主要分布在内蒙古、山西和新疆等地，距其核心电厂较远。但华电集团明确表示，未来煤炭自给率目标是达到50%。

　　五大电力集团进军煤炭资源，一个不可回避的问题是：目前全国主要煤田，已基本被规划的13家大型煤炭集团瓜分完毕，电力企业欲从中分一杯羹恐怕比较困难，而在目前煤价高企的背景下，收购煤炭资源将付出巨大成本.</DIV>

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发改委：煤炭二次限价令见效 煤价继续下滑　

　　生意社8月29日讯　距离7月24日发改委下发第二次电煤限价令发布一个月，26日发改委表示，电煤限价临时干预政策对秦皇岛煤炭价格产生了较大影响，8月初，煤价继续下滑，最低成交价已达到860元/吨的限价水平。

　　发改委煤价7月底首现下跌

　　发改委26日表示，电煤价格临时干预措施已对秦皇岛市场煤价产生了较大影响。秦皇岛5500大卡动力煤平仓价在限价前约为1020元/吨，7月底每吨已下跌了40-50元，这也是今年4月煤价暴涨以来首次出现下跌。8月初煤价继续下滑，最低成交价已达到860元/吨的限价水平。由于河北省物价局指派专人进驻秦皇岛港煤炭交易市场，目前秦皇岛港市场煤价每吨已回落40元左右，重点煤矿合同兑现率也较高。

　　截至8月14日，山西、河北、山东、河南、陕西、宁夏、安徽、江苏等8个主要产煤省区已经规定各煤矿出矿价以6月19日实际结算为最高限价。

　　交易商实际成交价仍偏高

　　记者从秦皇岛港交易商处了解到，目前煤炭真实交易价格确有下降，但实际仍有交易以900-1000元每吨的价格进行。

　　记者从秦皇岛港了解到，8月25日，山西优混5500大卡煤炭平仓价为860-1000元/吨，大同优混6000大卡的平仓价为940-1070元每吨。一位不愿具名的分析人士表示，“这样的报价有100多元的水分，而这种现象在没有限价政策之前是没有的。”

　　一位代理山西煤炭的中间商告诉记者，虽然政府限价860元每吨，但他近日与电厂交易的5500大卡热值电煤价格仍为950元每吨。不过，据其透露，交易双方并没有立即结算，开立发票，因此也没有违反限价令。他向记者介绍，除此之外，代理商还可以采取多种方法来规避限价，如把合同日期拟成限价令之前的日期，或者即使目前以860元价钱交易，但买卖双方再签一份合同补上超出的价钱等。一位电厂燃料公司秦皇岛办事处的人士解释道，“电厂每天都要运转，我们不可能一天不装船”。

　　-官方措施

　　两部委将现金奖励35家高产煤企

　　国家能源局副局长赵小平26日表示，当前治理电煤紧张的根本问题是如何增加煤炭产量和供应，针对这一问题，目前发改委与财政部共同出台“以奖促产”的政策来鼓励大型煤炭企业增产。

　　26日，参与此项政策制定的财政部和发改委能源局煤炭司的相关负责人表示，“以奖促产”是一种事后的补贴奖励，主要针对8、9、10这三个月电煤的生产及调运。发改委能源局煤炭司相关负责人告诉记者，目前文件已经以能源局的文号下发到了年产量超过1000万吨的全国35个大型煤炭生产企业。而据了解，这35家煤炭企业，2007年产量占了全国的44%。

　　上述煤炭司人士透露，文件的主要内容就是利用现金奖励的方式，对企业每超产一吨给予相应补助。但是目前文件对于超产一吨以现金补助多少，尚未确定。“我们会统计各个企业最终超过原定合同的产量，看看究竟超出多少，最终确定奖励的额度”，他向记者解释，之所以现金奖励，主要是为了调动煤炭企业的生产积极性。

　　-企业声音

　　高煤价仍需更有力调控政策

　　25日兖州煤业公布半年报，相对于电力企业的亏损，兖州煤业净利同比大幅增长160%，达到了39.13亿元。兖州煤业董事兼财务总监吴玉祥在香港接受媒体采访时表示，煤炭企业并不希望看到电力企业的亏损，并表示“如果电不行了，煤也就不行了”。

　　吴玉祥透露，兖煤参股的两家全国最大的电厂也因为买煤成本高而亏损，“这说明很多中国电厂都在亏损，最近，山东省又停产了总容量1060万千瓦的发电机组，这相当于两个中国最大的火力发电厂的发电能力。”他认为，如果这种情况继续延续下去，会影响整个电力行业进而会影响整个宏观经济,并表示政府应该会继续出台更有力的宏观调控政策，但具体是不是再调电价还是再出电煤限价政策，以及何时出台都很难估计。

　　据他分析，下半年煤价依然会在高位运行，原因主要有：第一，煤炭需求还在增加；第二，8月20日开始今年第二次提高上网电价，这将使部分关闭的电厂恢复生产；第三，运力仍然是制约煤炭有效供应的瓶颈。业内人士也认为，虽然目前电价已上调两次，但依然没有根本缓解电厂亏损，预期未来政府仍将出台相应宏观政策。

　　26日发改委价格司表示，下一步，国家发展改革委将进一步加强限价政策的贯彻落实力度，切实遏制电煤价格上涨势头。(记者钟晶晶)

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煤炭压港严重供求形势开始出现微妙变化

一度紧张的煤炭供应形势开始出现了一些微妙的变化。记者从有关方面获悉，自8月18日以来，国内最大的煤炭运输中转港秦皇岛港煤炭存量持续攀升，截至9月 4日已达820万吨的历史最高水平，较正常水平高出约300万吨，并呈继续增高趋势，与此同时，南方几个主要电厂、港口的煤炭库存量也达到历史高位。

　　电煤需求步入淡季

　　“煤炭积压的最直接原因就在于交易疲软。”秦皇岛海运煤炭交易市场有限公司工作人员在电话中向记者证实，煤炭的交易量确实出现了下降，交易大厅里买煤的人感觉比前段时间减少，煤炭中间交易商也变得不太活跃，港口里面装煤运煤的船舶也明显少了。
　　

“煤炭供应增加了，需求却减少了。”中国煤炭市场网观察员李朝林认为，前几个月国家努力增加电煤供应的措施正在产生效果，但夏季用电高峰即将过去，目前电煤需求在下降，步入供暖高峰之前短暂的淡季。与此同时，房地产开发、重工业建设和高耗能产品出口这拉动煤炭需求的三大动力都有明显减弱。

　　煤炭供应仍处紧平衡

　　业内人士分析，煤炭港存量居高不下的主要原因是：首先，各大电厂对煤炭降价预期较高，而煤炭贸易商则持煤炭涨价预期，双方意向不一致导致到港煤炭销售不畅。
　
　其次，近期受南方经济放缓、西电东送情况好于往年和天气等因素影响，南方煤炭需求不旺，接卸港口和电厂煤炭库存比较充足，对北方港口的港存煤炭疏运不积极。
　　
再次，铁路煤炭到港量增长明显，秦皇岛港8月份日均煤炭到港量较7月份增长11.4%，煤炭运输“进大于出”。
　　
李朝林表示，秦皇岛港存煤大量积压，说明局部地区比如南方沿海省份的煤炭已经供过于求，但这并不意味着煤炭供不应求的局面已经转变，实际上，像华中和西南地区，例如湖北、湖南、江西、安徽、广西、云南等地，煤炭供应仍然处于紧平衡状态。
　

　业内人士指出，煤炭港存量居高不下的形势如不能及时解决，将造成严重堵港现象，使“北煤南运”通道不畅，直接影响南方电力供应和经济运行。对此，李朝林建议，煤矿现在不应该再超能力生产了，国家有关部门应该组织协调运力，把电煤拉到最需要的地方去。
　
　记者了解到，煤炭压港现象出现后，秦皇岛港与太原铁路局共同召集了两次疏港会议，督促在港存煤量大、中转不畅的各货主单位积极进行销售，核定来港船期计划，组织煤炭疏港。

　　后期煤价有望走低

　　值得注意的是，在保持高库存的同时，秦皇岛的煤炭价格也出现了10元到30元不等的轻微下跌。后期煤价走势如何？李朝林认为，今年后几个月煤炭价格仍将保持平稳，甚至出现稍微下滑。不过，关键还是要看国家政策如何调控。


　业内普遍认为，近期国际动力煤价格全面止升，钢铁行业下调钢材价格，夏季用电高峰即将过去，港口存煤大幅增加，势必会加大煤价压力。国际原油价格的下跌，将进一步对煤价形成一定压力。

　　来自中国煤炭运销协会的一份报告指出，今后几个月，将先后经历夏季用煤高峰后期以及九十月份开始的冬季储煤、耗煤旺季，煤炭供应总体偏紧的格局不会改变，局部地区仍会呈明显偏紧态势；但是，与煤炭需求增势相比，煤炭供应能力增势相对偏强的可能性较大，煤炭供应紧张局面有望缓解。
　
　“今后，地方煤矿有可能大面积复产，煤炭有效生产能力有可能明显反弹，这将成为缓解煤炭供应偏紧状况的关键因素。目前，具有煤矿生产能力核定资质的机构正准备抓紧时间收报煤矿的产能核定资料，预计今后几个月内全国煤矿核定生产能力有望较快增加。”报告说。

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中国煤电谋求“止争”转向“合作”

华能、华电、国电等７家电力“巨头”与山西焦煤、同煤、阳煤等６家重点煤企，１５日在太原晋祠宾馆签订了煤炭供需长期协议。与此同时，多家煤炭、电力企业还签订了一批电力、化工及煤田开发、煤炭物流等项目协议。

业内人士表示，中国煤电双方此次能够摈弃 “门户之见”，签订供需长期协议并建立战略合作关系，对于缓解煤电矛盾，重构煤电关系将起到积极作用，双方有望进入全方位合作阶段。

据了解，此次签订的长期供需协议合同期从２００９年至２０１３年，总量为１１５７５万吨。

“签订的长期供需合同只是定了数量，没有具体定价格，在市场逐渐放开的背景下，今后双方还是要随行就市，根据市场行情灵活调整。”山西某重点煤企的负责人说。

华能集团总经理曹培玺表示，２００７年华能集团电煤消费量为１．４亿吨，其中从山西煤炭的购买量为４０００万吨，约占总量的３０％。华能集团将继续加强同山西重点煤企的战略合作，到２０１１年来自山西的电煤供应量将达到５０００万吨。

煤炭与电力消费的区域分布不均衡特点，形成了中国特有的“北煤南运”、“西煤东送”和“负荷中心发电”的产业格局。今年以来，电煤价格不断上涨，供应呈现紧张之势，电厂燃料红灯频闪，因缺煤停机一度增加……与往年煤电单纯的价格之争相比，今年的矛盾焦点同时涵盖了价格与供应两个要素。

为遏制煤价过快上涨，中国两次出台电煤价格临时干预措施，并连续上调了销售和上网电价。

业内人士表示，在中国（太原）第二届国际煤炭与能源新产业博览会召开之际，山西此次专门组织省内重点煤企与电力巨头座谈并达成长期、稳定的煤炭直接购销关系，对于保证能源安全和国民经济正常运行意义重大。

曾担任华能集团董事长的山西省副省长李小鹏表示，煤电双方是密切的上下产业链，建立长期战略合作关系，既是国家能源安全的必然要求，也是煤电企业做大做强的迫切需要。

在博览会期间，山西３家煤炭企业与３家国字号电力集团公司还将签订２个战略合作框架协议和２个投资合作协议，共投资２９．５亿元人民币，引资总额达１４．６亿元。

煤电企业签订供需长期协议，是否可以终结由来已久的“煤电之争”呢？市场观察人士分析，从长期看，还是寄希望于深化能源产品的市场化改革，理顺一次能源与二次能源的价格关系，从而形成有效、及时的价格和供需信号市场传导机制。

山西省社科院能源所长王宏英等专家建议，中国应适时推进电厂竞价上网，推动煤电一体化，根据煤炭产业发展规划产业布局和决定产业模式，在煤炭主产区建设煤电一体化项目。同时，应加紧建立全国统一的煤炭交易市场，适度发展煤炭期货，构建“汇集信息、发现价格并充当调控平台”的煤炭市场体系。