行业乱象丛生 煤电死结拷问定价机制

　　新一轮反季节常态化的“电荒”暴露出我国持续多年的煤电矛盾趋于恶化。除水电欠发由“天灾”所致外，火电厂不能开足马力、跨区输电不能调剂余缺的现象表明：“制度性缺电”已成为威胁国家电力安全的重要因素。

　　在“制度性缺电”背景下，相关行业、地区乱象丛生；电力及相关行业、部门之间矛盾错综复杂、利益纠结，不同利益主体相互指责、不同区域相互埋怨；作为市场主体的企业没有发电积极性，行使管理职能的地方政府却冲在一线调煤保电。

　　今冬明春“电荒”形势将更加严峻

　　今年前三季度，我国大部分地区电力供应总体偏紧，部分地区缺电严重。有17个省份实施了拉限电和错避峰措施。江西、四川、重庆、湖南等4个省份日最大电力缺口超过统调最大用电负荷的20%，广西、贵州两省份缺电更为严重，日最大电力缺口超过当日统调最大用电负荷的三分之一，浙江、湖南、广东、广西四省份错避峰的累计天数超过100天。

　　在经历了5月、7月两个历史最枯月份后，贵州各大水库水位逼近死水位，主力水电厂陆续失去发电和调峰能力。随后，旱情持续加重，贵州水电蓄能值只有5.3亿千瓦时，仅相当于去年同期水平的十分之一，发电量同比减少近1亿千瓦时。此外，需求旺盛也导致用电紧张。上半年，贵州工业增加值同比增长21.5%，比去年同期高6.5个百分点，工业用电较往年明显加快。进入8月份，用电需求同比增长仍高达20.5%。目前贵州全省日均电量缺口仍达1亿千瓦时左右。

　　除贵州“电荒”外，湖南、云南、广西等地电力运行也举步维艰。

　　据调研了解到，今冬明春我国南北方将面临更加严峻的供电形势，不排除极端天气下局部拉闸限电有扩大化的可能。

　　中电联预计，今冬明春，全国最大电力缺口将达3000万至4000万千瓦，其中华中、华南将最为严重。据国家电网预测，今冬最大用电负荷将同比增长10%。在电煤供应紧张情况下，预计11月和12月，全网最大电力缺口分别为573万千瓦和1119万千瓦。另据南方电网公司预测，四季度南方五省区电力缺口1400万千瓦左右，今冬明春电力供应形势也不容乐观，明年上半年电力缺口将在1000万至1500万千瓦。

　　多重矛盾叠加形成“煤电死结”

　　每年夏季和冬季用电高峰，各省为保障电煤供应，大都通过实施阶段性电煤供应指令性计划、约谈、控制电煤外流出省等措施，暂时维系煤炭供应局面。但是，电煤问题也消耗了大量的公共和行政资源，多重矛盾叠加形成了“煤电死结”。

　　一是市场、计划电煤价差扩大，电厂燃料成本不断攀升。对电厂而言，到厂电煤包括两部分，一部分是到厂重点计划电煤，另一部分是到厂市场电煤，重点计划电煤价格要低于市场电煤价格，但两者价格差近些年在不断扩大。

　　今年前三季度，秦皇岛港标准动力煤价平均每吨同比上涨80元。随着市场电煤和重点计划电煤价差的扩大，造成了两大问题，一是重点煤炭合同签订量减少；二是即使有了重点煤炭合同，重点煤矿的兑现率也在减少，开口量需要去市场购买，这造成了电厂到厂电煤价格的飞涨。

　　随着煤炭价格的上涨，电厂的燃料成本不断攀升。一般而言，煤炭成本占千瓦时电成本的60%至65%，但近几年电煤价格的上涨，燃料成本占千瓦时电成本的比例逐年上升。记者调研了解到，山东、山西、内蒙古一些百万千瓦的电厂其燃料成本已经占到千瓦时电生产成本的90%以上，最高的达95%。

　　二是煤电价格传导机制不畅，电厂持续亏损打击生产积极性。在无法严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下，“煤电联动”是最符合市场经济逻辑的政策选择。2004年12月，国家有关部门发布了煤电价格联动机制，即在不少于6个月的一个联动周期内，若平均电煤价格比前一联动周期的变化幅度≥5%，则相应调整上网电价与销售电价。但在实际执行中，有关部门一再拖延煤电联动的时间，反而扰乱了电力企业的正常经营。

　　尽管今年上半年上调了15个省份发电上网电价，暂时缓解了煤电矛盾，但电价仍未疏导到位。全国火电企业亏损面继续扩大，部分企业负债率超过100%，无钱买煤。据统计，五大发电集团2010年全年的火电亏损为137.19亿元，但今年前7个月便已亏损180.9亿元，火电厂的生产积极性因此受到较大挫损。受此影响，多省缺煤停机严重，9月份全国缺煤停机一直在1000万千瓦以上。

　　由于发电行业整体陷入亏损状态，目前各地已出现火电项目获得核准但推迟开工、推迟投产的情况，大唐集团就有三门峡等三个总装机340万千瓦的已核准火电项目因资金紧张不开工。据统计，五大集团推迟开工的装机容量占全部核准容量的13.7%。

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