行業亂象叢生 煤電死結拷問定價機制

　　新一輪反季節常態化的“電荒”暴露出我國持續多年的煤電矛盾趨于惡化。除水電欠發由“天災”所致外，火電廠不能開足馬力、跨區輸電不能調劑余缺的現象表明：“制度性缺電”已成為威脅國家電力安全的重要因素。

　　在“制度性缺電”背景下，相關行業、地區亂象叢生；電力及相關行業、部門之間矛盾錯綜復雜、利益糾結，不同利益主體相互指責、不同區域相互埋怨；作為市場主體的企業沒有發電積極性，行使管理職能的地方政府卻沖在一線調煤保電。

　　今冬明春“電荒”形勢將更加嚴峻

　　今年前三季度，我國大部分地區電力供應總體偏緊，部分地區缺電嚴重。有17個省份實施了拉限電和錯避峰措施。江西、四川、重慶、湖南等4個省份日最大電力缺口超過統調最大用電負荷的20%，廣西、貴州兩省份缺電更為嚴重，日最大電力缺口超過當日統調最大用電負荷的三分之一，浙江、湖南、廣東、廣西四省份錯避峰的累計天數超過100天。

　　在經歷了5月、7月兩個歷史最枯月份后，貴州各大水庫水位逼近死水位，主力水電廠陸續失去發電和調峰能力。隨后，旱情持續加重，貴州水電蓄能值只有5.3億千瓦時，僅相當于去年同期水平的十分之一，發電量同比減少近1億千瓦時。此外，需求旺盛也導致用電緊張。上半年，貴州工業增加值同比增長21.5%，比去年同期高6.5個百分點，工業用電較往年明顯加快。進入8月份，用電需求同比增長仍高達20.5%。目前貴州全省日均電量缺口仍達1億千瓦時左右。

　　除貴州“電荒”外，湖南、云南、廣西等地電力運行也舉步維艱。

　　據調研了解到，今冬明春我國南北方將面臨更加嚴峻的供電形勢，不排除極端天氣下局部拉閘限電有擴大化的可能。

　　中電聯預計，今冬明春，全國最大電力缺口將達3000萬至4000萬千瓦，其中華中、華南將最為嚴重。據國家電網預測，今冬最大用電負荷將同比增長10%。在電煤供應緊張情況下，預計11月和12月，全網最大電力缺口分別為573萬千瓦和1119萬千瓦。另據南方電網公司預測，四季度南方五省區電力缺口1400萬千瓦左右，今冬明春電力供應形勢也不容樂觀，明年上半年電力缺口將在1000萬至1500萬千瓦。

　　多重矛盾疊加形成“煤電死結”

　　每年夏季和冬季用電高峰，各省為保障電煤供應，大都通過實施階段性電煤供應指令性計劃、約談、控制電煤外流出省等措施，暫時維系煤炭供應局面。但是，電煤問題也消耗了大量的公共和行政資源，多重矛盾疊加形成了“煤電死結”。

　　一是市場、計劃電煤價差擴大，電廠燃料成本不斷攀升。對電廠而言，到廠電煤包括兩部分，一部分是到廠重點計劃電煤，另一部分是到廠市場電煤，重點計劃電煤價格要低于市場電煤價格，但兩者價格差近些年在不斷擴大。

　　今年前三季度，秦皇島港標準動力煤價平均每噸同比上漲80元。隨著市場電煤和重點計劃電煤價差的擴大，造成了兩大問題，一是重點煤炭合同簽訂量減少；二是即使有了重點煤炭合同，重點煤礦的兌現率也在減少，開口量需要去市場購買，這造成了電廠到廠電煤價格的飛漲。

　　隨著煤炭價格的上漲，電廠的燃料成本不斷攀升。一般而言，煤炭成本占千瓦時電成本的60%至65%，但近幾年電煤價格的上漲，燃料成本占千瓦時電成本的比例逐年上升。記者調研了解到，山東、山西、內蒙古一些百萬千瓦的電廠其燃料成本已經占到千瓦時電生產成本的90%以上，最高的達95%。

　　二是煤電價格傳導機制不暢，電廠持續虧損打擊生產積極性。在無法嚴格控制煤炭等上游燃料價格的情況下，“煤電聯動”是最符合市場經濟邏輯的政策選擇。2004年12月，國家有關部門發布了煤電價格聯動機制，即在不少于6個月的一個聯動周期內，若平均電煤價格比前一聯動周期的變化幅度≥5%，則相應調整上網電價與銷售電價。但在實際執行中，有關部門一再拖延煤電聯動的時間，反而擾亂了電力企業的正常經營。

　　盡管今年上半年上調了15個省份發電上網電價，暫時緩解了煤電矛盾，但電價仍未疏導到位。全國火電企業虧損面繼續擴大，部分企業負債率超過100%，無錢買煤。據統計，五大發電集團2010年全年的火電虧損為137.19億元，但今年前7個月便已虧損180.9億元，火電廠的生產積極性因此受到較大挫損。受此影響，多省缺煤停機嚴重，9月份全國缺煤停機一直在1000萬千瓦以上。

　　由于發電行業整體陷入虧損狀態，目前各地已出現火電項目獲得核準但推遲開工、推遲投產的情況，大唐集團就有三門峽等三個總裝機340萬千瓦的已核準火電項目因資金緊張不開工。據統計，五大集團推遲開工的裝機容量占全部核準容量的13.7%。

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