"市场煤""计划电" 如此体制该如何破解

                                                               2005-9-5 
       
    能源大省安徽省的煤电博奕又出现新情况：今年上半年，一向效益不错的主要发电企业出现了历史罕见的大面积亏损现象。安徽省能源集团有限公司、中国大唐集团公司安徽分公司直属的淮南洛河发电厂和淮北发电厂、中国电力投资集团公司淮南平圩电厂今年上半年分别亏损５８００万元、５５００万元和２０００万元，而这三家企业的发电量占全省的７０％左右。而那些没有亏损的发电企业利润也大幅下降，有的企业甚至为偿还商业贷款而犯愁。
    尽管从今年５月１日起安徽省实行煤电价格联动，火电上网电价每千瓦时提高２．３分，下半年根据国家发改委的通知，对省内电煤价格进行下调，７月１日起执行新的价格。但发电企业非常担忧，如果煤电价格体制没有从根本上得到理顺，下半年企业尽管减亏有望，但是彻底扭亏难度很大。
    业内人士呼吁，目前发电企业出现的亏损现象从根本上反映了现行的煤电运协调机制中存在的诸多问题，要从根本上化解煤电之争，不能再"头痛医头，脚痛医脚"了，必须建立包括取消煤电价格双轨制、煤电互相参股在内的煤电协调发展的新机制。
    ●煤价格上涨 煤质下降 发电企业不堪重负
    安徽省发电企业普遍反映，电煤价格上涨幅度大是这些企业亏损的首要原因。今年上半年安徽省国家重点煤炭订货合同供省内电煤价格上涨了８％，每吨从２６７．４８元上调至２８８．８８元；重点合同以外的电煤价格按低于市场价１０％的标准，由供需双方协商确定，最后定为每吨４３５元。
    安徽省发展和改革委员会副主任杜长棣介绍，安徽省国家重点合同每年供应省内电煤940万吨，去年省政府对电煤价格进行调控，实际上全年有１５００多万吨电煤都执行每吨２６７．４８元的重点合同价格，保证了安徽省发电企业５０％以上的用煤量享受国家重点合同价格。但是今年发电企业的这种优惠不复存在，只有９４０万吨电煤执行国家重点合同价格。
    安徽省能源集团有限公司是地方电力的龙头企业，发电量占全省发电总量的３０％。今年上半年集团直属和控股的６个电厂除一家坑口电厂略有盈利外，其余发电企业全面亏损，因电煤涨价多支出成本３．１７亿元。公司所属的沿江几座发电厂机组热量７０００大卡的标煤价格上涨到每吨６５０元以上，发电成本同比增长５０％。
    安徽省能源集团有限公司总工程师朱昭明说，今年上半年成本大幅攀升，和供煤结构不合理有很大关系。集团公司每年用煤１２００万吨，国家重点合同电煤才有３９５万吨，其中２４０万吨的大头还在省外，省外重点合同兑现率极低，还不到４０％。省内１５５万吨的重点合同兑现率虽然达到９５％以上，但是量太少，只够一座电厂的一年的用煤量。公司下属的安庆皖江发电公司为新投产机组，没有重点电煤合同计划，该公司电煤到厂价一度每吨超过５１０元，折算到电价中发电成本每千瓦时近０．３４元，而新建电厂不含税的上网电价每千瓦时才０．３０３元，导致每发一千瓦时电亏损近４分钱。按发电量３０亿千瓦时计算，预计全年亏损将达１．２亿元。
    电煤的质量问题也是造成今年企业亏损的重要原因。中国大唐集团公司安徽分公司总经理江浩林说，今年电煤最大的问题就是掺假现象普遍，质量严重下降，造成机组发电成本大幅上升，也带来重大安全隐患。
    大唐集团淮南洛河发电厂每吨电煤的发热量比去年同期下降了２６０大卡，比合同规定值少了２００大卡。按电煤的市场价格，发热量降低１００大卡，每吨价格就应相应地降低８．７元。但是由于煤炭市场目前是卖方市场，存在着“霸王合同”。订货合同不合理地规定，电煤发热量每下降１００大卡，每吨价格降低３元钱。这样发电企业就要因电煤发热量每下降１００大卡，承担每吨５．７元的亏损。洛河发电厂今年上半年亏损４０００万元，其中因电煤质量下降的因素就高达２０００多万元。
    ●煤价涨了"一尺"　电价只涨"五寸"　价格联动不是根本解决之道
    为了解决2004年6月以来煤价上涨以及取消超发电价对电价的影响，从今年５月１日起，煤电价格联动的政策正式实施，安徽统调燃煤机组上网电价每千瓦时上调２．３分。
    发电企业普遍反映，煤电价格联动的实施，虽然在一定程度上缓解了煤电双方的价格矛盾，弥补了因煤价上涨而给发电企业带来的部分亏损，但是没有从根本上解决发电企业的困境和煤电之争的深层次矛盾。
    中国大唐集团公司安徽分公司直属的淮南洛河发电厂和淮北发电厂，每年要用电煤７００万吨左右，其中国家重点合同供应量只有一半。中国大唐集团公司安徽分公司副总经理陈海苏算了一笔帐：今年上半年，这两个厂的电煤价格每吨平均上涨了９４元，仅燃料成本就增加了２．３亿元。折算成电价，每千瓦时成本上升了４．５分，而上网电价５月１日后每千瓦时只涨了２．３分，上网电价的上调远远弥补不了电煤成本的增加。
    专家认为煤电联动只是“权宜之计”，不可能长期使用。国家发展和改革委员会《关于建立煤电价格联动机制的意见》指出，煤电联动原则上不少于６个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过５％，相应调整电价；如变化幅度不到５％，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过５％，进行电价调整。
    专家认为，这样的联动规则，无疑会使电价的调整严重滞后，直接影响发电企业的生产经营，造成发电企业收益的减少和资金的严重短缺。今年上半年，大唐集团公司安徽分公司累计拖欠淮南矿业集团购煤款达１亿元，这使得发电企业非常被动，因为矿业集团随时都有可能采取措施，对大唐公司停止供煤。
    由于煤炭资源是有限的，随着经济快速发展，对煤炭的需要量也日益增加，煤炭价格的上涨是必然趋势。按照煤电价格联动政策，电煤价格超过一定涨幅，电价就会作相应的调整。业内人士担心，这会助长煤炭企业涨价不息的念头。电力企业和国家有关部门都担心煤电联动将会演变成“电煤联动”，形成“循环涨价”的局面。由于煤价和电价都是基础价格，这样轮流涨下去的后果，将给经济带来非常负面的影响。
    价格联动并不能解决根本问题，而现行的煤电运协调机制中存在的问题更是让发电企业感到无所适从。安徽省的发电企业普通反映，今年电煤价格调控措施的滞后性造成了电煤价格上的混乱，对发电企业的影响非常大。
    发电企业都希望国家能在去年年底把今年的电煤价格政策定下来，以便发电企业及时落实电煤合同。但直到今年４月底，国家发改委才出台了《国家发展改革委关于严格执行电煤价格调控措施的通知》，对非重点合同电煤价格、新投产发电机组用煤价格政策作出明确规定。等安徽省贯彻落实国家发改委的通知，对省内电煤价格适当调整时，已经是７月了。半年的时间过去了，今年电煤价格才最终确定下来。除了国家重点合同外，发电企业上半年的电煤价格都是维持在较高的价位上，大大增加了发电企业的成本。
    ●"市场煤"　"计划电"　这样的体制该如何去破解？
    安徽省今年上半年发电企业出现大面积亏损，从表面上看，是由于煤价上涨和煤质下降造成的。但是业内人士指出，造成这种局面的根本原因是煤炭行业的基本市场化碰撞电力行业的基本行政化。煤炭市场大部分放开，以市场价格行走市场，而电煤则是市场加政府调控；电力企业刚刚厂网两分开，竞价上网还只是在运筹之中，电价基本由行政管制。
    专家说，这种体制与机制导致的矛盾，用过渡性的价格联动方式只能是治标不治本。市场化的矛盾还得用市场化的方式来解决。然而市场化的体制与机制的安排与建立不可能呼之即成，所以过渡方法也是需要的。问题是不能让过渡方法因短视而步入恶意竞争，阻碍长远体制的建立。
    专家认为，目前的煤电运协调机制只是“头痛医头，脚痛医脚”，不能从根本上解决煤电之争的矛盾。这种局面如果长期拖下去，对煤电产业的健康发展都极为不利，建立煤电协调发展的新机制。
    首先国家要尽快取消电煤价格的双轨制。目前在电煤市场化的情况下，我国电煤价格仍实施双轨制，给煤炭和电力企业都带来难以协调的问题。仅就安徽省而言，双轨制中重点合同电煤和市场煤的每吨价差今年上半年达１４７元，下半年还达到１１１元，过大的价差致使发电企业的重点合同量难以保证，而无重点合同的发电企业因市场煤价格过高发生巨额亏损。
    由于新、老电厂以及同一电厂的不同机组的重点煤和市场煤计划比例不同，给政府、煤矿及电厂在电煤分配和成本分摊上带来很大矛盾。物价部门和电网公司对各发电企业不论重点合同电煤多少、有无重点合同电煤，对跨省送网电量执行同一价格，致使重点合同电煤多的机组发送网电盈利，少的机组发送网电亏损。
    专家建议国家要尽快取消电煤价格的双轨制。对电煤价格实行同一地区最高限价，即由煤、电双方在国家和省确定的地区最高限额内协商确定电煤价格。同时建立煤、电价格联动调节机制，对于因取消重点合同的老机组在煤电价格联动中多提高一些上网价进行弥补。
    在国家铁路管理体制改革后，铁路部门克服困难保障了电煤运输的需求，但运力不足仍将是制约电煤运输的瓶颈。专家建议，在电煤价格并轨后，对国家组织的每年煤炭订货会改为以铁路运力协调会为主，对定矿定厂之间电煤年运输量达到５０万吨以上的，铁路部门支持增开直达列车。制定政策鼓励有条件的发电企业和煤矿购置自备列车，实行煤矿与发电企业之间定点定线直达运输。
    为了从根本上解决煤电双方的矛盾，专家建议建立煤、电双方的长效机制。目前安徽省不少发电企业和煤炭企业正在努力建立电煤长期稳定的供应渠道。今年上半年，安徽能源集团有限公司与安徽省内大型矿业集团加强沟通，协商建立长期战略合作关系。公司与淮南新集、皖北矿业集团签订了十年期的中长期合作协议，与其他矿业集团长期合作协议正在商签之中。为了进一步加强煤电企业的合作，专家建议政府从政策上鼓励并引导煤矿和发电企业之间相互参股、共同投资煤电产业。从产权结构方面建立长期稳定的合作关系，实现利益共享、风险共担的双赢机制。同时建立健全煤电应急机制，及时协调电煤供应及运输过程中出现的突发事件，保证煤电两大产业安全稳定生产和国民经济的健康持续发展。
来源：新华网
原作者：卢尧