論道“市場煤”與“計劃電”

今年以來，虧損成了火電企業前所未遇的共同命運。追根溯源，火力發電企業全行業虧損的核心問題在于“市場煤”與“計劃電”的矛盾。兩個月內國家兩次提高電價，這種密集的調價在過去從來沒有過。究其原因，還是為了保證電力的正常供應，保證經濟平穩運行，但業內人士認為，這種臨時調控只能是一種應急舉措，從長遠看，解決問題的根本途徑還是要從機制入手。

現行電力行業價格體系

我國電力價格體系涉及上網電價、輸電價格、配電價格和終端銷售電價，并對上網電價和銷售電價實行政府管制。“市場煤、計劃電”的格局，使得成本壓力和價格矛盾都堵塞積壓在電廠環節。6月19日，發展改革委宣布7月1日起將全國銷售電價平均提高2.5分錢，但這個幅度的調價對深陷虧損泥潭的廣大火電企業來說仍屬杯水車薪。

火力發電企業因為煤炭“口糧”的供應價格瘋漲而“普虧”。形勢情急之下，全國火力發電企業上網電價日前平均每千瓦時提高2分錢。這是今年7月以來，中國第二次提高電價。

此前預測的上網電價上調終于成為現實。“此次電價上調完全符合預期，但調價時機要比預想的早。”中電聯燃料分會會長解居臣表示。此前，市場普遍預期奧運期間一切提價政策將緩行。

多省市頻現電荒

這次調價，人們普遍認為直接原因是“電荒”。而此次電價調整的目的在于緩解電力企業的虧損局面，從而緩解部分地區的電荒。

進入5月份以來，煤炭儲量豐富的山東省供電形勢持續惡化，特別是7月份以后，供電緊張的局面更為嚴重。據報道，7月29日，山東電網最大電力缺口達到1022萬千瓦，接近全省電力需求的1/3，電網已經沒有錯峰移峰空間。而7月30日，發電機組最大不可用容量達到1570萬千瓦，占統調裝機容量的36.1％。

不光是山東，目前，全國多數省市都面臨著不同程度的電荒，拉閘限電的情況比較普遍。“我們買不到煤，甚至年初已經簽訂合同的客戶單方毀約。”浙江省能源集團有限公司的余先生說，“為了發電，我們不得不花高價錢買煤。”余先生說，他們公司前些日子開會，1至8月全部虧損，上半年統計虧損6個多億，預計今年全年虧損80多億元，這次調價，對公司是好事，估計全年也要虧損20億元。

今年上半年，在煤價高企之下，火力發電行業陷入全行業虧損。國信證券的一份統計報告顯示，今年，由于煤炭市場價格的上漲，按照目前的電煤漲價趨勢，五大發電集團全年的燃料成本合計將增加299億元，相當于它們去年313億元利潤總額的90％以上。今年6月19日調高了電價。但是為了控制物價上漲水平，保障人民的生活，居民的電價沒有做調整。這導致一部分電廠的效益下降。由于這段時間煤炭緊張、價格上漲，有些地方反映出電力供應緊張。自6月底宣布全國電煤價格限價后不到一個月，地區性電荒相繼出現。財務報告顯示，繼一季度電力上市公司凈利潤同比下降71.5％后，二季度火電上市公司進一步惡化。

8月10日，國資委主任李榮融指出，今年上半年中央企業中的電力企業全部虧損。“虧損的原因是煤電價格扭曲，這個問題的解決取決于價格體制改革。”

根據中電聯統計，2008年全社會用電增長預計將保持在11％左右的水平上，全年電煤消耗量在16億噸左右，比上年大約增長11.5％。下半年，中國將存在1500萬千瓦左右的電力供應缺口。

電煤上漲是根源

“由于近年來國家加大安全監管，一些中小煤礦相繼關閉，煤的產量減少；加上今年的冰雪災害、地震和交通運輸等原因，造成今年上半年煤價上漲厲害。”中國社會科學院工業經濟研究所能源室副主任朱彤介紹說，“而我國目前電價還是政府控制，由于電煤價格大幅度上漲而電價未動，電力企業普遍遭遇了大面積的虧損。”

據了解，今年3月以來，全國市場煤炭價格快速上漲。4月底到6月末，秦皇島地區主流動力煤品種的交易價格整體上漲幅度達300元／噸以上，發熱量5500大卡／千克的煤炭價格達到920元／噸以上。

事實上，今年國家已數次干預煤電價格。6月19日，國家發改委發出電價上調通知，同時為了防止煤電價格上漲，對電煤生產地的車板價作出限制。7月24日，國家發改委發布電煤“二限令”，將限價范圍擴大至秦皇島等主要港口和集散地的動力煤。但是，市場反映的效果并不明顯。一些地區的電荒有愈演愈烈之勢，一些火電企業虧損也持續加大。

有專家認為，在電煤的需求持續增加的情況下實施限價政策，直接導致了兩個后果：煤炭企業不愿產煤和電煤質量下降。就在6月，全國發電量增長速度出現了放緩的跡象，尤其在經濟發達的華東、華北等地區，發電量增速甚至出現了急劇下滑。

中電聯在一份報告中指出，在限價之后，許多煤礦提出各種理由減少和延緩合同電煤供應，導致電廠電煤庫存銳減。一些電廠存煤僅能維持兩三天的生產用量，已經嚴重影響到正常的電力供應。

國家電監會一位官員也在調查中發現，除了“一陰陽合同”的交易方式，以低價拿到的動力煤有不少摻入了大量煤矸石，質量下降情況比較嚴重。

據了解，早在1993年，我國煤炭價格放開，而電價仍是政府定價，這實際上是“計劃電”和“市場煤”的矛盾。

理順價格是上策

有專家認為，相比限制電煤漲價，允許電價上調的做法顯然要合理得多。但是，由于國家實施煤電聯動，有可能造成煤價繼續上升。

縱觀歷次煤電聯動，已經形成了電價、煤價交替上漲的惡性循環。而最大的危害在于，由于“市場煤、計劃電”這種結構不對等，反而使得煤價也脫離了供需關系的作用，每次漲電價都會引發一輪煤價上漲。

朱彤認為，上網電價上調而終端銷售電價不變，實際上是讓電網經營企業分擔了部分成本壓力。這次的調價方案，是對電力產業鏈利益分配做了一次調整。但從長遠而言，只有理順電價機制，才能從根本上解決煤電倒掛引發的電廠虧損和“電荒”困局。

國家發改委副主任、國家能源局局長張國寶8月18日公開表示：“能源價格改革的總方向是要按照市場規律與國際接軌，我國正從政府控制價格體系逐漸向市場價格體系過渡。”

對于兩個月內連續兩次上調電價的現象，中國能源研究會秘書長鮑云樵表示，政府調控秉承了穩健的方針和微調的路線，中國能源價格改革的各個方面需要慢慢地、一步步地調整，進而達到與國際能源價格體系逐漸接軌，如果一下子就接軌，就會有很多不確定的因素。

業內權威人士指出，這次火電銷售價格沒有調整，而是將電價上調壓力暫時轉移到電網企業身上；顯然，盡管CPI連續三個月回落，但政府還是擔憂CPI重新走高。不過，為了促進產業結構調整和節約電力能源，銷售電價還有上調空間。

專家建議，應轉變電力發展方式，構建科學合理的能源綜合運輸體系，從根本上解決煤電運緊張的問題。堅持輸煤輸電并舉，加快發展輸電，鼓勵在煤炭開發中心就地建設大型煤炭基地，提高煤電就地轉化比例，減輕電煤運輸壓力。