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2024年11月24日
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一邊是堅挺的煤價，一邊是越發電越虧損的電廠，中間伴隨著各地此起彼伏的缺電叫苦聲，今年的煤電矛盾呈現比往年更為尖銳的態勢。而隨著冬季取暖用電高峰來臨，全國電力緊張形勢日趨嚴峻。記者多方了解到，國家有關部門近期已組織地方相關部門及電力企業研討電價調整方案，一些地方物價部門已接到調價的明確信號，調價方案可能于近期公布。調價將會是在全國范圍內普漲每千瓦時2-3分錢，并且沿襲先上調發電企業上網電價再上調終端非居民銷售電價的模式。業內人士認為，目前煤電聯動機制仍是解決煤電矛盾的短期有效措施，但長遠來看，煤電仍有很多問題待解。
1 火電企業為何虧損？
一度電發電成本0.5元左右，上網電價0.4219元，每發一度電虧損7分多錢
中國電力[1.67 3.73%]企業聯合會預測，今冬明春全國最大電力缺口在4000萬千瓦左右，其中“水煤雙缺”的華中和華南地區電力供需矛盾將最為突出。可是與以前長期由于發電裝機容量不足導致的“硬缺電”相比，當前面臨的則是在裝機充裕的情況下的“電荒”。
山東濟南市東郊的華能黃臺電廠廠長王喜春給記者算了一筆賬：到廠市場煤價將近1000元一噸，昂貴的煤價加上其他費用，一度電的發電成本是0.5元左右，而上網電價是0.4219元，意味著每發一度電就虧損7分多錢。
“總資產58億元，負債已達59.9億元，8月份開始貸不到款，資金鏈已斷裂。”王喜春進一步透露，電廠從2006年到現在一直在虧損，預計今年將虧損4億元。由于資金緊張，已拖欠30多家中間商煤款2.2億元，職工工資也要拖后一個月才發放。
黃臺電廠只是眾多火電廠的一個縮影。自2004年以來我國煤價累計上漲了200%，而同期電價漲幅不到40%，火電企業利潤被“擠壓”，造成全行業大面積虧損。大唐集團董事長劉順達告訴記者，這家發電量占到全國十分之一的大型發電企業，在全國的88家火電廠中已有62家虧損，虧損面達70.5%，其中28家已資不抵債。
從記者調查的情況看，一些價格相對便宜的重點合同電煤兌現率不高。“由于煤炭話語權增強，往往不能嚴格兌現重點電煤合同的銷量和價格。”山東省經信委經濟運行局局長邱青森說。預計今年全國消耗電煤約19億噸，其中約7億噸為價格較便宜的重點電煤合同量。國家電監會調查發現，這些重點電煤合同的兌現率不到50%，而且煤質下降和各種摻雜使假現象嚴重。
由于山西、河南、湖南、貴州等省缺煤停機嚴重，造成的電力供應缺口已影響局部地區經濟健康發展，今年以來共有17個省份采取了拉限電和錯避峰用電的措施。“缺電導致全省工業經濟增速明顯下滑，8月份后規模以上工業增速在全國的位次較年初連降八位。缺電還直接影響了一些大項目的落地。”湖南省經信委主任謝超英說。
2 是誰推高了煤價？
煤炭從生產地運到消費地電廠，運輸、收費等中間環節費用占煤價的30%-60%
今年以來，市場化的煤價在需求旺盛的情況下一路高漲。今年電煤市場價格自3月份明顯上行，7月份秦皇島港5500大卡山西優混煤均價840元/噸，比3月份上漲78.8元/噸，8月份略有調整后9月份又重新恢復上漲，目前保持在850元/噸左右。
“往年春秋淡季，煤價還有兩個下行曲線，今年真是一路向上。”我國最大發電企業華能集團的副總經理寇偉感嘆道，煤炭行業平均噸煤利潤率高達30%。他還認為，當前煤炭集中度提高，各地政府和大型煤炭企業控制煤炭產量和價格的能力增強，易出現淡季“控產保價”、限制電煤出省等不利現象。
我國能源供需“逆向分布”的現實，也是導致煤炭長途運輸、價格攀升的重要原因。國家電監會一份調研報告顯示，煤炭從生產地運到消費地電廠，運輸、收費等中間環節的費用占到煤價的30%-60%。部分電廠反映，僅流通環節不合理收費就占到中間環節費用的50%左右。
“電力與煤炭企業通過中間商簽合同，煤電雙方都有代理，中間商從中協調電煤與車皮，灰色地帶太大。”山東煤炭運銷協會顧問李繼會說，目前煤炭流通環節亂象叢生，中間環節層層轉手加碼，獲取了合同煤與市場煤之間巨大差價利潤，這幾乎成為行業潛規則。
而大型能源基礎設施建設的滯后，則助長了煤電矛盾的蔓延。新疆哈密地區是我國煤炭資源西煤東運、西電東送的重要能源基地，記者近日在這里看到，由于鐵路、公路及遠距離輸電線路建設滯后，導致一些外來投資者雖占據大量煤炭資源，但遲遲難以動工。煤炭資源“圈而不探、探而不采”的現象十分普遍。
“電煤價格高企，沒能帶動煤炭產量的增加；電力需求旺盛，也沒有提高電力企業的發電動力。”國務院政策研究室綜合司副司長范必指出，癥結在于目前煤電運環節都存在計劃與市場的雙軌制，使得市場機制、價格機制在生產經營中的自動調節作用受到抑制，以致長期陷入煤電輪番漲價的惡性循環怪圈。
3 如何打破煤電僵局？
業內人士認為，目前煤電聯動機制仍是解決煤電矛盾的短期有效措施
高企的電煤價格、不斷擴大的用電缺口以及火電企業持續虧損，使得今冬明春的用電形勢很不樂觀。市場對上調電價、進而推進電價改革的呼聲愈加強烈。
記者多方了解到，國家有關部門近期已組織地方相關部門及電力企業研討電價調整方案，一些地方物價部門已接到調價的明確信號，調價方案可能于近期公布。調價將會是在全國范圍內普漲每千瓦時2-3分錢，并且沿襲先上調發電企業上網電價再上調終端非居民銷售電價的模式。
“目前的確存在電價上調的可能，一是因為CPI的下降留出一定的漲價空間；二是可以抑制高耗能企業等不合理用電需求，促進節能減排；三是要保護發電企業的積極性，保證冬季用電供應。”中電聯統計部主任薛靜認為，適度上調電價對實體經濟造成的影響有限，但可遏制火電企業的巨虧狀態。
此前一輪電價調整發生在上半年，4月10日12個省份的上網電價平均上調每千瓦時2分錢，兩個月后15個省份的工商業、農業銷售電價平均每千瓦時上調了1.67分錢，卻仍難彌補電價缺口。
多數業內人士認同，在目前電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下，煤電聯動機制仍是解決煤電矛盾的短期有效措施。
“現階段除了漲價之外，解決煤電問題一要實行煤電聯動，在不調終端銷售電價的前提下上調上網電價，電網的漲價壓力由國家補貼來消化；二要控制煤價上漲，對煤炭企業征收特別收益金用于補貼電網。”中電聯行業發展規劃部副處長張衛東建議。
針對可能存在的煤電聯動后煤炭跟風漲價的循環漲價怪圈，業內人士建議，如果煤價漲得太快，應納入臨時干預范圍，建立調價申報制度，或者通過征收暴利稅等方式遏制煤炭的漲價沖動。長遠看，打破“電荒”困局的最終指向是推進電力體制改革，逐步形成科學合理的電價形成機制。
“‘十二五’期間最有條件推動的是電力體制改革。”國務院發展研究中心產業部部長馮飛認為，電力體制改革關鍵在三點：一是改革定價機制，不是簡單的調價而是形成合理的價格形成機制；二是在電網壟斷領域引入有效競爭；三是進一步理順政府、市場和企業的關系。
