本网记者 杨雅洁
近年来，煤电矛盾日益凸显，纠结难解。今年年初发生的严重电煤短缺状况一度使许多发电企业入不敷出，甚至影响到正常电力供应。尽管近日有电煤供应紧张形势趋缓的消息传出，但电力企业对此并不乐观，毕竟“市场煤”与“计划电”的深层次矛盾并未得到根本解决，形势尚有待继续观察。
当前，我国电源结构仍以火电机组居多，落实煤炭供应成为电力企业的头等大事。对电力企业而言，在努力确保煤炭供应量的同时，价格也是一个绕不开的坎。
“现在的压力仍很大，主要在价格方面。一些煤炭企业正酝酿再次涨价，而电价却一直被卡死。”一家发电集团的燃料负责人近日如是告诉记者。
据悉，由于第三次煤电联动迟迟未能启动，而持续攀高的煤价远远超过了火力发电企业的承受能力，已经造成了火电企业的大面积亏损和电煤的持续短缺。
电煤再次告急
国家统计局、发展改革委日前相继公布消息宣称，１~２月，全国规模以上工业企业（年主营业务收入５００万元以上）实现利润３４８２亿元，同比增长１６．５％，大幅下滑２０．２个百分点，电力行业利润下降达６１％。比较２００８年３月和２００７年３月的煤炭价格，分地区看，全国平均上涨幅度在２０％~３０％，
自２００２年煤炭市场化以来，电煤价格一直处于上升通道之中，其价格已从２００２年时的每吨１１０元上涨到目前的近９５０元，部分地区每吨电煤的价格甚至达到了１０００元。其中西北地区的涨幅最高，达到４０％以上，京津冀地区涨幅也在３５％左右。
而电煤紧缺，已经成为目前火电企业面临的一大难题。中电投集团公司总经理陆启洲指出，由于目前是“市场煤、计划电”，煤价上涨，电厂利润必然大幅下降，甚至亏损，电厂资金链存在断裂危险，自然就没有那么多钱来储存大量的煤。许多火电厂因为亏损严重，银行贷款都困难，日常运营难以为继。
事实上，随着社会用电量的迅速回升，湖南、陕西等地区又出现了电煤普遍短缺的现象。据湖南省３月１９日召开的电煤协调紧急会议上的消息，截至３月中旬，湖南全省存煤量仅为４０余万吨，供应形势十分严峻。
据了解，３月份至６月份是发供电设备检修的关键时期，如果没有足够的电煤保证，设备检修、预试、电网建设配合过渡将难以完成。
根据中国煤炭工业协会调查预测，今年全国电力、钢铁、建材、化工等主要用能企业对煤炭的需求比去年大约增加两亿吨，而全国的煤炭产量今年也会增加两亿吨以上。
电煤供应的不确定性，已经成为影响电力供需平衡的主要因素。按照国家电网公司电力交易中心的预测，２００８年年初，受电煤供应紧张、枯水期水电出力不足以及恶劣雨雪天气对电气设备正常运行的影响，加上冬季用电负荷不断攀升，超过了２００７年夏季用电最大负荷，电力供需形势十分严峻。预计，２００８年其他时段，全国电力供需总体平衡，但部分电网在局部地区或个别时段仍将出现电力短缺情况。分区来看，华北和华东电网总体供需平衡，华中、东北、西北电网总体电力富余，但电煤供应、水库来水仍存在不确定因素，将对电力供需平衡造成影响。
ＣＰＩ偏高牵制煤电联动
事实上，按照煤电联动政策，早在２００７年上半年就应启动第三轮煤电联动。
根据国家发展改革委所确定的煤电联动政策，是以不少于６个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价涨幅达到５％，将相应调整电价。２００８年度全国煤炭产运需合同汇总会上，煤炭价格在去年的基础上普涨了１０％，这将给电力企业增加近４２０亿元的成本。
根据中电投集团公司的电煤采购合同，预计２００８年标准煤单价将较２００７年上涨４０．１２元／吨。据此估算，中电投集团公司将面临４０多亿元的燃料成本增支压力，而中电投集团公司去年全年的利润是４５亿元。
４月３日，中国电力企业联合会信息统计部主任薛静指出，由于全行业亏损面已达４１．６９％，中电联已将亏损情况上报国家发展改革委。在利润增长上，火电企业出现了同比２５９．４９％的亏损。对于亏损原因，薛静说，是电煤价格上涨过快，发电量增长部分不足以抵消成本增长，再有就是财务利息税等费用增长过快。
在成本压力下，中电投集团公司和华能、大唐、华电、国电、神华、国投、华润等多家电力企业已呼吁启动第三次煤电联动。国资委领导对电煤价格上涨给电力企业带来亏损的情况表示理解，并表示将对电煤价格上涨情况进行汇总分析后，向国务院进行专门汇报。
面对企业的呼声，国家发展改革委价格司司长曹长庆指出，煤炭价格上涨后，今年没有相应调整电价，主要是考虑今年价格总水平上升幅度较大。至于煤电价格什么时候联动，曹长庆认为国家需要认真研究。
“一方面，没有形成煤、电正常有效的协调机制，因此，电煤供应的危机难以避免。另一方面，国家建设的坑口电站得不到质量和价格的保障，煤炭资源就地转化的实际效果很不理想。煤电产业链之间形成了市场体制与计划体制的结构性矛盾。如果煤炭价格必须反映能源稀缺和环境成本，电价也必须反映这两点。”中国电力国际有限公司董事长李小琳对本报记者表示。
华北电网有限公司董事长马宗林指出，电价改革应当加快进行，“短期看可以尽快启动煤电联动，但要从根本上解决煤电矛盾，必须建立科学合理的电价形成机制。”
马宗林建议，要改革上网电价形成机制，在发电侧建立以竞争为导向的定价机制；建立与完善“成本加收益”的输配电价体系，适当提高输配电价在电价中所占比重，建立有利于电网健康发展的输配电价格形成机制；建立灵活的销售电价机制，优化销售电价结构；建立简繁得当、依据成本、用户可选择的销售电价定价机制。
政策依赖还是自我救赎
一边是煤价放开，一边是电价堵死，夹缝中的发电企业该如何应对这一现实难题？
“应尽快启动第三次煤电联动，帮助发电企业渡过难关，避免发电行业出现大面积亏损。”国电集团原总经理周大兵认为，在电价尚未市场化的情况下，应保持煤电价格联动政策的延续性和有效性，及时疏导煤电价格矛盾。
对于众多电力企业翘首以盼的煤电联动，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授称，这要看当前我国通货膨胀的走势，只要通货膨胀压力变小，新一轮煤电联动就可能启动。
“放开煤就应当放开电。”林伯强认为，电煤涨价是由市场供需决定的，当前煤电市场的现实就是供方市场，但既然电力由政府定价，那么政府就应该控制好这两者的关系。
完全寄希望于政策出台，难免陷入被动。近年来，许多发电企业开始寻求多种自救途径，比如进行煤电联营，开展节能减排等。
著名能源专家吴钟瑚认为，煤炭价格增长是不可逆转的，而且煤炭替代短期不可能实现，煤电联动也要受很多因素制约，所以电力企业的日子会比较难过。对此，他建议电力企业应积极寻求合适、合理的渠道谋求利益，“煤电联营是可行的尝试，同时要开展内部创新，加大节能减排力度。” |
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