2010年电煤合同谈判还在紧锣密鼓地进行，多个省份的电煤供应却已经告急。
入冬以来，随着天气转冷，国内多个省份，尤其是湖北、湖南、江西和安徽等省份的电力供应形势比较严峻，其中主要的原因就在于经济复苏超预期导致的电煤供应偏紧。由此也引发了人们对新一轮“电荒”的担忧。
“电荒”隐忧的背后不只是供求关系，更深层次的是煤电价格形成机制。专家指出，种种迹象表明，明年煤价上涨已成定局，预计涨幅会在5%至10%之间，一旦煤价上涨超过一定幅度，就必须及时启动煤电联动，上调电价，以消除“电荒”隐忧。
聚焦1湖北、湖南等省份现“燃煤之急”
来自铁道部的数据显示，目前全国349家直供电厂存煤只有2700万吨左右，每天的耗煤量则达到230万吨以上，可耗天数不足12天，个别电厂不足3天，京津唐电厂存煤也不足6天。
“就全国而言，目前电煤供应的总体情况是偏紧，甚至供不应求。华中地区由于只能依靠国内煤补给，电煤的供应尤为紧张。”中国煤炭市场网专家李朝林告诉《经济参考报》记者。
12月12日，华中地区的湖北省开始停限工商业用电，敲响了入冬以来电力供应的警钟。紧接着，武汉市于15日启动电力供应橙色预警，首批对600余家工业企业实施限电。17日，武汉市又向景观灯发出了“熄灯令”，这是该市近5年来首次因缺电关闭景观灯。
据湖北省经济委员会发布的电力主网运行情况显示，全省限电量一路攀升，至12月21日已达到4650万千瓦时。
限电背后，一个很重要的原因便是电煤供不应求。据了解，湖北省9至11月火电机组发电量高达83亿千瓦时，相当于比去年同期多消耗400万吨电煤；进入11月份后，电煤耗量继续处于高位，日均耗用电煤10万吨左右，但近期日均来煤不足8万吨，库存直线下降，汉川、荆门、青山、沙市等电厂存煤已低于紧急警戒线。
同处华中的湖南省的供电情况同样不容乐观。上周，湖南电网日最大负荷均在1350万千瓦以上，日电量均超过2.75亿千瓦时，其中15日最大负荷达到1443.6万千瓦，日电量为2.91亿千瓦时。
电煤供应方面，湖南全省电煤库存截至12月17日为186万吨，而去年同期是380万至390万吨。目前，全省每天消耗电煤8万吨以上，而据湖南省经济委员会预计，湖南省今冬电煤日调入量需达到9万吨以上，才能基本满足电煤平衡。
记者同时获悉，河南、山东、江西、重庆等省份也都出现了不同程度的电煤紧缺。
截至12月16日，江西各发电企业用煤储备约为100万吨，离省电力主管部门提出的“迎峰度冬”电煤库存要求相差了130万吨。重庆市经济委员会21日发布的今冬明春电煤情况半月通报显示，12月上半月，全市主力电厂共购进电煤62.8万吨，消耗72万吨，供耗缺口9.2万吨，日均缺口0.6万吨。而河南省在12月初还曾因为缺煤造成137万千瓦容量机组停机。
聚焦2电煤供应跟不上经济复苏节拍
“冬季是煤电需求的高峰期，通常这个时候都是电煤供应偏紧的态势。受经济复苏强劲等因素影响，国内电煤需求大增，但供应却没有跟上，这导致了今年冬天用煤偏紧的局面。”李朝林告诉记者。
今年以来，我国经济处于增长加速的进程中，经济企稳回升拉动了电力及电煤消耗。电企发电陆续回暖，特别是东南沿海地区电力企业发电开足马力，电力、冶金等下游产业陆续回暖，对煤炭需求进一步增长，进入冬季以来，企业生产和居民消费用煤使得电煤、动力煤需求增加。
国家能源局提供的数据显示，11月份，全国全社会用电量3283.88亿千瓦时，环比增长4.77%，同比增长27.63%，同比增幅比10月份上升11.76个百分点，增速加快。中电联预计，2009年全社会用电量将达到3.61万亿千瓦时，同比增长4%至5%左右。
来自秦皇岛港的数据则显示，截至12月21日，秦皇岛港煤炭库存量为532.50万吨，其中内贸520.73万吨、外贸11.77万吨。这一数值与此前11月上旬的库存最高量830万吨相比，大幅下降了36.1%，创近两个月新低。
“受今年冬天恶劣天气影响，部分地区交通受阻，电煤运输困难；居民采暖提早，用电量增长，煤炭需求增加。目前，电煤的价格在上升，而库存在减少，卖方市场的特征非常明显。”李朝林说。
今年，由于山西省同煤集团等重点煤炭企业采取了以销定产的措施，煤炭产量由于合同没有很好地落实而受到限制；地方煤炭企业由于安全治理、资源整合等原因处于停产和半停产状态，有效产能发挥不足，造成煤炭货源调进数量没有增加。
与此同时，大同及周边地区的民营中小型煤矿虽然基本上已经和重点煤炭企业签订了整合重组协议，但要整改合格，正常生产还需要一段时日。这些都造成了煤源地的供应能力相对不足。
“此外，由于冬季枯水，水电受到制约，发电量下降，导致了对火电的需求在持续上升，这也对电煤供应产生了一定影响。”李朝林说。以湖南省为例，目前湖南大型水库水位较去年同期均有下降，其中柘溪水库水位155米左右，而去年同期是169米，下降14米之多。
另据国家能源局的数据显示，11月份，水电发电量5196亿千瓦时，同比增长5.1%，比1至10月份下降3个百分点；而火电发电量26683亿千瓦时，同比增长4.9%，比1至10月份提升3.1个百分点。
聚焦3煤电价格形成机制待理顺
虽然近期用电量及用煤量大幅攀升，主要受国内经济复苏、用电需求强劲、今年寒潮提前、取暖负荷上升较快等因素影响，但专家指出，理顺煤电价格形成机制才是改善电煤供求关系，解决“煤荒”和“电荒”的治本之策。
“表面上看，此轮电煤供应偏紧受供求因素影响较大，但如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的'煤荒’和'电荒’。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说。
业界普遍认为，明年的电煤价格还是看涨，预计幅度在5%至8%左右，更有人士预计将达10%。而一旦明年煤价上涨，就会给电价上涨构成压力。
目前，国内煤炭价格已经部分实现了市场化，但电力价格却仍是管制的。前几年，因为煤炭价格上涨而电价未能上调，造成电力企业亏损严重，全国范围内的“电荒”基本上年年都会有。
“出现电荒的原因就在于'市场煤、计划电’，因为煤价的涨幅超出了电厂的承受能力，导致它们没钱去买煤。尽管目前煤价上涨的幅度还比较温和，电价的水平对电厂来说也比较合适，煤电矛盾尚未充分暴露，但仍然有必要保持警惕。”林伯强说。
为理顺煤电价格形成机制，从2004年开始，国家通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即，当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5%时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，这一机制未能得到很好的执行。
国家发改委近日下发通知称，2010年度煤炭视频会、衔接会以及汇总会全部取消，2010年度以后，煤炭和电力企业将完全自主进行煤炭价格的谈判，煤电双方在即日起30天内完成产运需衔接。
有观点认为，此举意味着长达16年的煤炭价格管制宣告结束，政府将继续推进煤炭价格市场化，但林伯强却表示，明年的合同签订情况估计还是会跟今年差不多，双方的博弈将更加激烈，不管最终谈判结果如何，重要的是严格执行煤电联动机制。
聚焦4“煤荒”会是一场“持久战”？
随着电煤需求日益旺盛和部分电厂存煤吃紧，铁道部近日要求，到今年年底前，全路电煤装车每天要按照3.8万车组织，其中京津唐地区要达到2550车，保证首都用煤需求。另外，对目前存煤量较低的江西、湖南、湖北、山东等省，相关铁路局要加大计划安排和运力倾斜力度，积极协调电厂提前多储煤。
与此同时，为积极应对电煤供应紧张的严峻形势，目前相关省份也正在采取一系列应急措施。湖北、湖南、江西和安徽等省份纷纷召开2009年电力迎峰度冬工作，省内各部门也正在全力谋划全省煤电运的应急保障工作。
林伯强在接受记者采访时表示，虽然冬季是用煤高峰期，但目前电煤供应偏紧的局面应该只是一个短期现象，中国煤炭的产能是没有问题的，一旦加大生产能力，相信供应就会马上跟上。
对此，李朝林也表示，由于山西等地的煤炭产能逐渐恢复并向好，电煤供应紧张的局面有望得到缓解。
虽然专家持乐观态度，但电煤供应紧张的预期依然存在。中商生产力流通促进中心煤炭行业分析师李廷认为，明年是山西省煤炭资源整合具体实施年，山西省原煤产量增长将受到影响，全国煤炭生产重心将会进一步西移，再加上短期内陕西、内蒙、宁夏等省区铁路煤炭运输瓶颈将继续存在，将在一定程度上加剧中东部地区煤炭供求矛盾。
来自电力公司的预测也显示，电煤供应问题仍将持续一段时间。湖北省电力公司预计，全省2009年12月至2010年3月火电需发电241亿度，约耗电煤1157万吨，而理想估计来煤量仅940万吨，即使将现有库存煤炭全部耗用，依然有76万吨左右的电煤缺口，电煤供应严重不足，明年一季度电力供应将依然紧张。(来源：经济参考报) |
