煤炭市场化定价受阻，再度“回归政府指导价”。对此煤炭行业专家李朝林认为，政府强制限价，将会扭曲煤炭市场的市场化。
2011年煤电谈判大幕拉开之际，山西、河南等煤炭大省再发缺电预警。
根据两省提供的数据，山西省预计，年底电力供应的缺口可能达到500万至600万千瓦，缺口占总用电需求的20%至25%；河南省则表示，全省日均电煤耗量已接近30万吨，日均供应缺口达7万吨。
“煤电大省缺电的尴尬背后，宏观层面是电价体制改革的滞后，现实层面则是煤电双方的拉锯。”12月13日，煤炭专家黄腾对此解读称，在高煤价背景下，电企不想高价买煤，煤企则寄望保持高利润，电煤市场化改革道路仍十分漫长。
12月10日，国家统计局公布11月份宏观经济数据，其中11月CPI同比上涨5.1%创28个月新高。一直致力于推进煤炭价格市场化的发改委，在行进至第五个年头之际，因为通货膨胀压力，迫不得已高调介入煤电谈判。
同日，国家发改委发布《关于做好2011年煤炭产运需衔接工作的通知》(下称《通知》)，要求2011年度重点电煤合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。
华润燃料公司总经理李向阳提醒记者说，目前，电企的亏损面已在五成以上，国家发改委此举的用意旨在减低CPI上涨压力，同时也可帮助电企减少亏损。
不过，李向阳特别强调，煤价调控最终能否奏效，“关键是，监督重点合同煤的落实情况”。
煤炭大省也缺电
临近岁末，但煤炭大省山西的电荒，未见缓解。
随着冬季来临气温下降，山西电力负荷持续攀升。根据山西省电力公司提供的数据，目前该全省最大用电负荷达到1732万千瓦，而电力供应却明显不足，最大电力缺口达380多万千瓦，而年底的缺口将为目前数据的近两倍之多。
“山西一直是向全国输电最多的省份之一，承担着向全国其他省市输电的重任。”山西电力公司一位负责人透露，今年前三季度，山西累计外送电量达506多亿千瓦时，同增17%。虽然当前山西面临严峻的缺电局面，但外输电量仍然超过全省发电量的三分之一。
“以朔州的火电厂为例，它每年有250亿度的发电量，但其中80%以上的电力通过超高压输电线路送往了北京。”这位负责人称，如果将输送到省外电力的1/4留在山西，山西不会有缺电的问题。
而另一大煤炭大省河南，当前全省电煤库存由11月初的384万吨快速下滑至12月4日的265万吨，已远低于冬季最低电煤库存350万吨的警戒线，并出现日均7万吨的供应缺口。
“今年的供应紧张形势，前所未有。”河南省工信厅一位人士表示，随着“双节”临近和冬季冰雪大雾等灾害天气增多，电煤生产及运输又将面临许多不可预测的因素。
据悉，12月初，河南省电煤库存已远低于冬季最低电煤库存警戒线，存煤不足3天的电厂有18座，占全省火电装机的50%。河南省政府为此于12月29日专门召开煤电运协调会，应对电煤库存急剧下滑的严峻形势。
同样的例子发生在山西。以大唐太原第二热电厂为例，自今年年初以来，该厂已闹过四次煤荒，根源在于，其年初与煤企签订的150万吨的电煤供应合同，截至目前仅兑现40万吨。
与之形成对比的是，山西与河南均为国内煤炭大省。以山西为例，今年1至10月，山西省煤炭生产量为5.92亿吨，同比增加1.02亿吨，煤炭供给十分充足。
山西娘子关电厂一位负责人透露，电煤价格较之年初已有120元/吨左右的涨幅，而火电厂的上网电价并未有提升，“在此情况下，合同煤不能兑现；现货煤价格高企，越买越亏”。
黄腾分析称，山西的火电厂的上网电价明显偏低，是由“计划经济时代制定的政策延续至今”造成的。目前，山西电价多在0.4元/度左右，而如广东的上网电价多在0.6元/度，“高电价可以承受高煤价，煤企当然愿意多将电煤卖给南方电力企业”。
在煤炭供应充足背景下，煤价太高，才是电厂缺煤的根本原因。
发改委出手“限价”
根据发改委12月10日的《通知》，全国煤炭衔接总量继续保持小幅增长，其中，电煤运量为7.69亿吨，同比增长5%。发改委在通知中明确要求，2011年产运需衔接中，年度重点电煤合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。
“由于今年政府强制规定电煤合同不得涨价，因此今年煤炭产运需衔接工作应该很顺利，总共将持续25天，截至12月底结束。”中国煤炭运销协会负责人表示。
值得注意的是，2009年12月15日，国家发改委公布《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，终止了一年一度的煤炭订货会，取而代之为“网络汇总”。
一年之后，发改委再度出手干预煤价，意味着原本进行的电煤“自主衔接、协商订货”的市场化改革，遭遇了巨大压力。
“在CPI压力之下，煤企也必须承担一定的社会责任。”山西省煤炭运销总公司营销主任苗继长对记者坦言，国家发改委的做法是从大局考虑，煤价和电价的稳定，对控制通货膨胀及未来的经济走向至关重要。
12月10日的《通知》，是以文件形式对2011年重点合同煤“不涨价”的确认。而事实上，从12月初开始，国家发改委就在不同场合透露了干预煤价的意愿。
12月1日，发改委价格司司长曹长庆，在山西省部分煤炭和电力企业生产经营座谈会上表示，煤炭企业要在确保安全的前提下增加生产、保障供应、稳定煤价，“2011年重点合同电煤价格要维持2010年水平不变，不得以任何形式加价。”
2010年度重点煤炭合同价格大约为570元每吨，较2009年上涨了30元/吨至40元/吨。不过，煤炭目前实际的市场价格(坑口价+中间环节费用)，已上涨为800元/吨左右的水平。而据瑞银预测，2011年，国内煤炭市场价将上调10%，至每吨900元，2012年，则将进一步上调至每吨960元。
“限价，主要会对国有重点煤企起作用。”黄腾指出，国家发改委的限价，对于市场价没有什么约束力，主要是给合同煤价定一个上限。但现实是。由于市场价远高于合同价，煤炭企业经常以生产、安全原因来减少重点合同煤的供应，使得发电企业只能采购高价市场煤。
前述娘子关电厂负责人亦表示，由于市场煤与重点合同煤目前存在200多元左右的价差，而神华、中煤、同煤等企业签订的重点合同煤均在3000万吨以上，“如果增加500万吨合同煤，就要损失10个亿左右，它们会愿意吗？”
“兑现率”难题
目前，各电厂与煤炭企业的合同煤采购比例大约是50%。也就是说，除少数电厂外，大部分电厂还有50%的电煤需要从市场上采购。
更大的问题是，在“市场煤”价格持续上涨的背景下，这50%的“合同煤”，事实上很难兑现。
“事实上，重点合同煤的兑现率能有60%，就已经很不错了。”一位五大电力集团燃料部负责人告诉记者，如果能够达到60%的兑现率，电力企业就不会像现在这样出现大面积巨额亏损。
中电联统计数据显示，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%。
河南省一位电力人士告诉记者，今年以来，河南不含税的5500大卡煤炭同比上涨150元/吨左右，涨幅达20%，使得河南电企全行业亏损。
包括五大集团在内的大型电企，同样承受着煤价上涨的压力。截至10月底，五大发电集团所属的400余家火电厂中，亏损电厂达到200余家，亏损面达50%。而近两个月，由于到厂标准煤涨价幅度超过100元/吨，五大发电集团的亏损额已经超过了百亿元。
煤炭市场化定价受阻，再度“回归政府指导价”。对此，煤炭行业专家李朝林认为，政府强制限价，将会扭曲煤炭市场的市场化。
不过，在黄腾看来，发改委提出不涨价要求，仅仅是当前抑制通胀的需要，从长期来看，建立电煤市场定价机制的大方向没有改变。“但要注意，煤价高企源于煤企的垄断、产煤省的垄断和铁路运输部门的垄断，这三个方面的改革都要进行”。
在他看来，进行系统化的改革，才能降低煤价，形成真正的市场定价。
“受计划电价的影响，电煤价格市场化还需要几年时间才能完成。”前述中国煤炭运销协会负责人也表示，计划手段估计要持续到“十二五”期末，届时，铁路运力才能逐步缓解，电煤市场化改革推进将更顺畅。 |
