煤電談判前煤炭大省缺電預警 發改委干預遭考驗

　　2011年煤電談判大幕拉開之際，山西、河南等煤炭大省再發缺電預警。

　　根據兩省提供的數據，山西省預計，年底電力供應的缺口可能達到500萬至600萬千瓦，缺口占總用電需求的20%至25%；河南省則表示，全省日均電煤耗量已接近30萬噸，日均供應缺口達7萬噸。

　　“煤電大省缺電的尷尬背後，宏觀層面是電價體制改革的滯後，現實層面則是煤電雙方的拉鋸。”12月13日，煤炭專家黃騰對此解讀稱，在高煤價背景下，電企不想高價買煤，煤企則寄望保持高利潤，電煤市場化改革道路仍十分漫長。

　　12月10日，國家統計局公佈11月份宏觀經濟數據，其中11月CPI同比上漲5.1%創28個月新高。一直致力於推進煤炭價格市場化的發改委，在行進至第五個年頭之際，因為通貨膨脹壓力，迫不得已高調介入煤電談判。

　　同日，國家發改委發佈《關於做好2011年煤炭産運需銜接工作的通知》（下稱《通知》），要求2011年度重點電煤合同價格維持上年水平不變，不得以任何形式變相漲價。

　　華潤燃料公司總經理李向陽提醒記者説，目前，電企的虧損面已在五成以上，國家發改委此舉的用意旨在減低CPI上漲壓力，同時也可幫助電企減少虧損。

　　不過，李向陽特別強調，煤價調控最終能否奏效，“關鍵是，監督重點合同煤的落實情況”。

　　煤炭大省也缺電

　　臨近歲末，但煤炭大省山西的電荒，未見緩解。

　　隨著冬季來臨氣溫下降，山西電力負荷持續攀升。根據山西省電力公司提供的數據，目前該全省最大用電負荷達到1732萬千瓦，而電力供應卻明顯不足，最大電力缺口達380多萬千瓦，而年底的缺口將為目前數據的近兩倍之多。

　　“山西一直是向全國輸電最多的省份之一，承擔著向全國其他省市輸電的重任。”山西電力公司一位負責人透露，今年前三季度，山西累計外送電量達506多億千瓦時，同增17%。雖然當前山西面臨嚴峻的缺電局面，但外輸電量仍然超過全省發電量的三分之一。

　　“以朔州的火電廠為例，它每年有250億度的發電量，但其中80%以上的電力通過超高壓輸電線路送往了北京。”這位負責人稱，如果將輸送到省外電力的1/4留在山西，山西不會有缺電的問題。

　　而另一大煤炭大省河南，當前全省電煤庫存由11月初的384萬噸快速下滑至12月4日的265萬噸，已遠低於冬季最低電煤庫存350萬噸的警戒線，並出現日均7萬噸的供應缺口。

　　“今年的供應緊張形勢，前所未有。”河南省工信廳一位人士表示，隨著“雙節”臨近和冬季冰雪大霧等災害天氣增多，電煤生産及運輸又將面臨許多不可預測的因素。

　　據悉，12月初，河南省電煤庫存已遠低於冬季最低電煤庫存警戒線，存煤不足3天的電廠有18座，佔全省火電裝機的50%。河南省政府為此于12月29日專門召開煤電運協調會，應對電煤庫存急劇下滑的嚴峻形勢。

　　同樣的例子發生在山西。以大唐太原第二熱電廠為例，自今年年初以來，該廠已鬧過四次煤荒，根源在於，其年初與煤企簽訂的150萬噸的電煤供應合同，截至目前僅兌現40萬噸。

　　與之形成對比的是，山西與河南均為國內煤炭大省。以山西為例，今年1至10月，山西省煤炭生産量為5.92億噸，同比增加1.02億噸，煤炭供給十分充足。

　　山西娘子關電廠一位負責人透露，電煤價格較之年初已有120元/噸左右的漲幅，而火電廠的上網電價並未有提升，“在此情況下，合同煤不能兌現；現貨煤價格高企，越買越虧”。

　　黃騰分析稱，山西的火電廠的上網電價明顯偏低，是由“計劃經濟時代制定的政策延續至今”造成的。目前，山西電價多在0.4元/度左右，而如廣東的上網電價多在0.6元/度，“高電價可以承受高煤價，煤企當然願意多將電煤賣給南方電力企業”。

　　在煤炭供應充足背景下，煤價太高，才是電廠缺煤的根本原因。

　　發改委出手“限價”

　　根據發改委12月10日的《通知》，全國煤炭銜接總量繼續保持小幅增長，其中，電煤運量為7.69億噸，同比增長5%。發改委在通知中明確要求，2011年産運需銜接中，年度重點電煤合同價格維持上年水平不變，不得以任何形式變相漲價。

　　“由於今年政府強制規定電煤合同不得漲價，因此今年煤炭産運需銜接工作應該很順利，總共將持續25天，截至12月底結束。”中國煤炭運銷協會負責人表示。

　　值得注意的是，2009年12月15日，國家發改委公佈《國家發展改革委關於完善煤炭産運需銜接工作的指導意見》，終止了一年一度的煤炭訂貨會，取而代之為“網絡匯總”。

　　一年之後，發改委再度出手干預煤價，意味著原本進行的電煤“自主銜接、協商訂貨”的市場化改革，遭遇了巨大壓力。

　　“在CPI壓力之下，煤企也必須承擔一定的社會責任。”山西省煤炭運銷總公司營銷主任苗繼長對記者坦言，國家發改委的做法是從大局考慮，煤價和電價的穩定，對控制通貨膨脹及未來的經濟走向至關重要。

　　12月10日的《通知》，是以文件形式對2011年重點合同煤“不漲價”的確認。而事實上，從12月初開始，國家發改委就在不同場合透露了干預煤價的意願。

　　12月1日，發改委價格司司長曹長慶，在山西省部分煤炭和電力企業生産經營座談會上表示，煤炭企業要在確保安全的前提下增加生産、保障供應、穩定煤價，“2011年重點合同電煤價格要維持2010年水平不變，不得以任何形式加價。”

　　2010年度重點煤炭合同價格大約為570元每噸，較2009年上漲了30元/噸至40元/噸。不過，煤炭目前實際的市場價格（坑口價+中間環節費用），已上漲為800元/噸左右的水平。而據瑞銀預測，2011年，國內煤炭市場價將上調10%，至每噸900元，2012年，則將進一步上調至每噸960元。

　　“限價，主要會對國有重點煤企起作用。”黃騰指出，國家發改委的限價，對於市場價沒有什麼約束力，主要是給合同煤價定一個上限。但現實是。由於市場價遠高於合同價，煤炭企業經常以生産、安全原因來減少重點合同煤的供應，使得發電企業只能採購高價市場煤。

　　前述娘子關電廠負責人亦表示，由於市場煤與重點合同煤目前存在200多元左右的價差，而神華、中煤、同煤等企業簽訂的重點合同煤均在3000萬噸以上，“如果增加500萬噸合同煤，就要損失10個億左右，它們會願意嗎？”

　　“兌現率”難題

　　目前，各電廠與煤炭企業的合同煤採購比例大約是50%。也就是説，除少數電廠外，大部分電廠還有50%的電煤需要從市場上採購。

　　更大的問題是，在“市場煤”價格持續上漲的背景下，這50%的“合同煤”，事實上很難兌現。

　　“事實上，重點合同煤的兌現率能有60%，就已經很不錯了。”一位五大電力集團燃料部負責人告訴記者，如果能夠達到60%的兌現率，電力企業就不會像現在這樣出現大面積鉅額虧損。

　　中電聯統計數據顯示，自2003年以來，我國煤炭價格持續上漲，秦皇島5500大卡煤炭價格累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅上漲32%。

　　河南省一位電力人士告訴記者，今年以來，河南不含稅的5500大卡煤炭同比上漲150元/噸左右，漲幅達20%，使得河南電企全行業虧損。

　　包括五大集團在內的大型電企，同樣承受著煤價上漲的壓力。截至10月底，五大發電集團所屬的400余家火電廠中，虧損電廠達到200余家，虧損面達50%。而近兩個月，由於到廠標準煤漲價幅度超過100元/噸，五大發電集團的虧損額已經超過了百億元。

　　煤炭市場化定價受阻，再度“回歸政府指導價”。對此，煤炭行業專家李朝林認為，政府強制限價，將會扭曲煤炭市場的市場化。

　　不過，在黃騰看來，發改委提出不漲價要求，僅僅是當前抑制通脹的需要，從長期來看，建立電煤市場定價機制的大方向沒有改變。“但要注意，煤價高企源於煤企的壟斷、産煤省的壟斷和鐵路運輸部門的壟斷，這三個方面的改革都要進行”。

　　在他看來，進行系統化的改革，才能降低煤價，形成真正的市場定價。

　　“受計劃電價的影響，電煤價格市場化還需要幾年時間才能完成。”前述中國煤炭運銷協會負責人也表示，計劃手段估計要持續到“十二五”期末，屆時，鐵路運力才能逐步緩解，電煤市場化改革推進將更順暢。