特别企划

　　策划/ 本刊编辑部

　　撰稿/ 本刊记者 亚夫 孙一枚 刘娜 刘雅婷

　　煤电跷跷板

　　火电企业祈盼已久的电价上调终于实施了。根据发改委的通知，自2008年8月20日起，全国火力发电(含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产)企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，燃煤机组标杆上网电价同步调整。这是今年7月以来，国家第二次提高电价。6月19日，发改委曾宣布，7月1日起上网电价平均上调1.68分/千瓦时，销售电价上调2.5分/千瓦时。同时为了防止电煤价格上涨，对电煤生产地的车板价作出限制。7月24日，国家发改委再次发布电煤“二限令”，将限价范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。

　　今年以来，火力发电企业因为煤炭“口粮”的供应价格疯涨而“普亏”，亏损成了火电企业前所未遇的共同命运。但两个月内国家两次提高电价并限制煤价，这种密集的调价在过去从来没有过。因为此前，市场普遍预期奥运期间一切提价政策将缓行。

　　“此次电价上调完全符合预期，但调价时机要比预想的早。”中电联燃料分会会长解居臣表示。但业内人士认为，这种临时调控只能是一种应急举措，因为火力发电企业全行业亏损的核心问题，在于“市场煤”与“计划电”的矛盾。从长远看，解决问题的根本途径还是要从机制入手。

　　2004年，为了缓解煤电之争而导致的日趋严重的“电荒”、“煤荒”，国家发改委曾提出煤电联动政策。但是纵观已经实施的二次煤电联动，事实上造成了一种电价、煤价交替上涨的跷跷板效应，每次涨电价都会引发新一轮煤价上涨。而最大的危害在于，由于“市场煤、计划电”这种结构的不对等，反而使得煤价也脱离了供需关系的调节作用，对节能减耗可持续发展能源战略地实施毫无补益。

　　专家普遍认为，破解煤电困局的出路在于，政府需要制定一个有效的疏导电力和煤炭的机制，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。如果仅仅依靠行政手段调控煤电价格，电价、煤价交替上涨的跷跷板效应势必延续下去。

　　──编者

　　煤电之争：

　　一场政府主导下的强弱转换

　　煤电之间的行业之争正在演变为行政区域间的“攻防战”，出现了外省“抢”煤，省内反“抢”的局面。电煤的防守一方不得不举起“计划”的大棒，将“市场煤”一步步逼退回计划时代。

　　文/亚夫

　　在中国，火电占发电总量的80%以上，电力的发展离不开煤碳的保障；而每年电力消耗的煤占到煤炭总产量的50%以上，电力是煤炭企业最大的市场。煤和电，宛如欢喜冤家，谁也离不开谁。近年来日渐激烈的煤电之争事实上就是一场电力与煤炭行业之间的利益之争。

　　从2003年煤炭价格进入本轮上涨周期以来，每到年终，煤电之间的价格之争总会间歇性地发作一次。不过，随着煤炭卖方市场的形成，以及政府高层市场化定价思路的确定，双方间的顶牛，从一开始的电强煤弱的格局，逐渐变得越来越有些电弱煤强的味道了。

　　而电力由强转弱，煤炭由弱渐强，所有这些变化都是在政府的主导下一步一步演变而来的。

　　煤电势力的强弱转变

　　煤炭行业多年来一直是我国的弱势行业。生产条件差，安全系数低，劳动强度大，工作时间长，工资待遇低，弱势群体集中。

　　与之相比，电力行业多年来却一直处于相对强势的地位，由于行业垄断，电力行业经济效益一直很好，职工的工资高，福利好，生产、工作、生活环境优越，是我国福利待遇水平较高的行业之一。

　　1988年之前，中国能源管理职权主要分布于石油部、煤炭部、核工业部、电力部等四个部委。1988年，政府机构改革，煤炭部、石油部、核工业部改为公司制，其政府职能加上原电力部共同组成能源部。1993年，能源部被撤消，煤炭部和电力部重新恢复，石油天然气总公司与核工业总公司没有再回到国务院部委序列。

　　1998年，电力部和煤炭部被撤消，开始从政府职能转向企业。当时的电力部变更为国家电力公司。煤炭部的管理职能归国家煤炭工业局，其直属和直接管理的94户重点煤矿下放地方管理。

　　2001年以前，煤炭作为基础性资源，由国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调；电煤价格基本上还是由国家决定，有着这把保护伞，电力企业高枕无忧。从2002年开始，国家取消电煤指导价，煤价开始真正进入市场化；但市场化改革后，煤炭价格也一度偏低，那年月，一直是煤求着电。

　　电力体制改革真正的启动是在2001年。其电力体制改革的核心，就是打破多年集发电、配电职能于一身的国家电力公司及下属各省公司的超级垄断地位。改革的第一步，就是实行“(发电)厂(电)网分开”政策。原电力系统仍然能够以垄断地位掌握电网资源，旗下电力资源则采用“0+4”的模式，形成国家的五大电力集团公司，亦即华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团。由此，在电力价值链上的发电端引入竞争实现竞价上网，其下游的电网按覆盖的省市，划分为国家电网公司和南方电网公司，负责输配电和供电。

　　2004年开始国家逐渐放开了煤炭市场价格。随着经济的高速增长，资源渐趋短缺，煤炭价格逐年提高，煤炭企业的经营状况开始有所好转，经济效益有所提高。而电价则始终由国家管制，整个电力体制事实上依然在旧的行政渠道内运行。最近五年来，为了缓解电力紧张的局面，用行政替代市场的手段变得越来越多。

　　“市场煤”和“计划电”的格局，在全球能源紧张的大背景下，随着煤电供需矛盾的日益加剧，所谓的煤电之争也变得越来越激烈。在这场“市场”与“计划”的争执中，市场煤显得越来越强势，而计划电却有些越来越弱势。随之，舆论方面也在变化，在一开始的煤电顶牛中，批判的矛头大多指向电力的垄断性，而现在，电力的成本一涨再涨，电价却在国家的指挥棒下压着不动，风向开始调转头来。

　　“电荒”“煤荒”谁之过

　　2004年，由于全国电力装机容量不够曾导致全国大面积“电荒”。由此，引发了其后两年间各省区的电力投资热。而业界普遍认为，今年国内一些省区的缺电则主要是由于“煤荒”引发的。电力企业将“电荒”根源对准“缺煤”。

　　中国电力企业联合会在8月7日发布的《2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中说，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。

　　来自国家电网公司的数据显示，截至8月5日，国家电网公司区域内直调电厂存煤3358万吨，可用10至11天。当日存煤低于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。

　　而煤炭方面对“缺煤”的说法却不予认同。“有些煤矿堆积如山，可发电企业却不去购买。”一位煤炭行业资深人士在接受记者采访时说，“作为世界煤炭生产大国，中国不存在缺煤问题。”“问题的背后是价格。”

　　但电力企业所反映的“缺煤”现象毕竟是客观存在。据一位产煤大县的有关领导透露，国内煤炭供应确实紧张。“目前全国各地都要保证安全生产，不能出现安全事故，因此地方小煤窑大量关停，这使得煤炭供应总量出现减少。”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。

　　“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，且分布不均。”国家电网公司新闻处刘心放说，为确保京、津、唐奥运期间保电任务顺利完成，这些地区的电煤库存从70多万吨猛增至270多万吨，在电煤库存总量缓慢下滑的情况下，这也意味着其它电厂发电用煤必然锐减。来自华中电网公司的数据显示，截至7月30日，全网电煤库存只有615万吨，仅为去年同期的一半。

　　关于煤价居高、“发电企业不去购买”的现象，有媒体揭示，有几个事实需引起注意。

　　事实一：“坑口煤价230元一吨，可到了秦皇岛港口，同样的煤就将近千元。运输环节层层‘扒皮’，人为因素把煤价炒高，真正渔利的埋得很深。”

　　事实二：“煤炭质量参差不齐。一些掺杂了大量煤矸石的低质煤炭使电厂发电机组严重受损，不得不停机检修。电厂不敢买煤。”一位业内人士举例说，截至7月30日，江苏省因煤质太差而停机检修的发电机组就有300多万千瓦。

　　事实三：“目前国家实行从紧的货币政策，使电力企业财务成本骤然增加。”仅偿还银行贷款一项电力企业所增加的成本就高达40%，初步估算约为33亿人民币，这使许多电厂面临资金链断裂的险境，无力购买煤炭。

　　而专家们则指出，本轮“电荒”反应的深层次问题在于：

　　一是缺乏对能源行业的市场改革进行全面统一的规划和管理，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。

　　二是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，国家调控煤电政策应注意平衡好煤矿、电厂和电网三者之间的利益关系，煤炭、发电、电网各环节应共同承担社会责任，而不仅仅是发电一个环节。

　　“市场煤”或将退回计划时代

　　尽管煤电的利益各方对“电荒”的缘由争执不休，但电煤供应不足是不争的事实。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。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，煤电之间的行业之争正在演变为行政区域间的“攻防战”，出现了外省“抢”煤，省内反“抢”的局面。在这种状况下，电煤的防守一方不得不举起“计划”的大棒，将“市场煤”一步步逼退回计划时代。

　　“我们缺煤，周边省还来我们这边抢煤。”四川省经济委员会官员说。自8月1日起，四川对省内煤炭企业征收煤炭价格调节基金，每吨40~70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。

　　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。

　　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。

　　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。” 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。