煤与电不对等一体化 煤价高耸电价停滞

　　煤与电不对等一体化 煤价高耸电价停滞

　　煤价高耸、电价停滞，电力企业被迫进军上游但步履维艰，煤炭企业向下游的扩张却势头正劲

　　《财经》实习记者 朱 记者 李红兵

　　和此前多次公告一样，10月18日，停牌已经四个多月的漳泽电力(000767.SZ)再度公告称，因重大重组方案尚待政府批复而继续停牌。

　　漳泽电力是国内最早的发电上市公司之一，大股东是位列五大发电央企的中国电力投资集团(下称中电投)。因为连年亏损，中电投无奈出让其股份，接盘者据信为煤业巨擘山西同煤集团。

　　该交易在电力行业引起一片悲叹之声。中国华电集团政策法规部主任陈宗法在一篇文章中写道：五大发电集团2008年后形势急转直下，火电业务连亏四年，预计五大集团到今年底，四年来的亏损总额将逼近1000亿元。而大型煤炭企业的利润2002年后却连年翻番，2008年超过了2000亿元。

　　电煤占火电成本的70%，火电机组占五大集团发电机组的80%，煤价高耸、电价停滞，发电公司不得不进军上游。与此同时，腰包丰满的煤炭企业亦把眼光投向下游以延伸产业链。

　　在中国特色的煤电一体化潮流中，漳泽电力的重组并不是最重要的一幕。

　　无法复制的样本

　　10月的内蒙古呼伦贝尔大草原，绿色已然褪去，冬天开始临近。地处呼伦贝尔草原腹地的伊敏电厂一片忙碌，工人们正在加班加点，为完成全年生产任务做入冬前的准备工作。

　　即使在全国发电企业大面积亏损的形势下，伊敏煤电公司依然在2010年实现主营业务收入37.34亿元，利润8.67亿元，在整个华能系统内，伊敏的营利排名第四位。它也因其煤电一体化特质被业内誉为“伊敏样本”。

　　伊敏电厂位于全国五大露天矿之一的伊敏煤炭基地，因“资源丰富，运输不便”，而歪打正着早在1991年就被国务院批准为煤电联营的试点单位。

　　2002年后，国内煤炭价格连年攀升，伊敏煤电一体化经营的优势开始凸显：自1999年至2010年的11年间，伊敏煤电公司原煤产量由315万吨提升至1550万吨，年发电量由17亿千瓦时提升至127.5亿千瓦时，年赢利水平由亏损10.4亿元提升至赢利8.67亿元。

　　但伊敏煤电公司总经理银龙却并不认为同行可以复制伊敏的经验。

　　“煤电一体化对地理条件、资源环境有着非常高的要求。”银龙告诉《财经》记者，发展煤电一体化的首要条件是该地区必须有煤，且最好是低热值的褐煤。如果一个地区高热值煤炭资源较为丰富，又有便利的运输条件，从经济效益的角度来说，与输煤相比，建设电厂没有太明显的经济优势”。

　　第二个条件是一体化项目地处运输距离较远或运输通道较差地区。国内的煤炭运输严重依赖铁路，而伊敏露天煤矿地处呼伦贝尔大草原腹地，向外输煤需横跨大兴安岭地区，交通极其不便，只能就地转化为电。

　　此外，水资源是否丰富亦是煤电一体化项目必须考虑的重要因素，因为冷却发电机组需要大量用水。为此，华能集团在充分利用煤矿疏干水的基础上，专门在伊敏河上游修建了水库。

　　煤电项目横跨两大行业，电厂和煤矿的审批建设能否配套，亦是项目成败的关键因素。在华能集团技术经济研究院副院长赵勇看来，伊敏煤电项目“因煤而起”，其成功还在于华能集团通过历史承袭取得了该煤矿的全部权益，因而能做到同步规划、同步建设，规避了其他煤电一体化项目通常存在的煤、电建设工期错位的问题。

　　但“因电而起”的一体化项目所遇到的麻烦则要大得多。华能集团在云南滇东的煤电联营项目迟迟无法成型，正是受困于电厂和煤矿审批步调的不一致。

　　“拿煤矿很麻烦，不仅审批难，勘探难，经营煤矿也很难。稍有不慎就会发生事故，一停就是半年，拖累整个项目。”一位电力业内人士《财经》记者说。

　　而赵勇也对《财经》记者透露，滇东煤电一体化项目电厂尽管已经建成，但因审批不同步以及事故影响，配套煤矿迟迟未能投产，电厂只能从周边的民营煤矿买煤，煤质无法得到保证，电厂的经济性受到直接影响。

　　除上述条件，煤电一体化项目能否成型还受更多细节制约，比如配套煤矿最好是低热值低成本的露天矿，比如如何招揽国内稀缺的既懂电又懂煤的专业人才。

　　即便是所有条件都具备，几年后，新的矛盾和问题也可能接踵而至。赵勇介绍说，随着电力负荷的增长，作为东北地区第二大火电厂，伊敏煤电公司的装机容量还在不断扩大，这就需要配套更多的煤炭资源。但新增的配套煤矿却迟迟没有到位。

　　“不是没有煤炭资源，伊敏煤电基地外围煤田的储量有76亿吨。”赵勇说“但地方政府更希望拉长产业链，上煤化工项目等，增加更多的GDP和就业，可这些和华能的主营业务和发展战略相去甚远，华能尚不具备大规模发展煤化工项目的条件。”

　　伊敏煤电公司面临的另一个新问题是市场。据银龙对《财经》记者介绍，去年伊敏煤电公司机组的年发电利用小时数仅为3600小时(火电全国平均水平为5000小时左右)。“没办法，我这里的电并入东北电网，但整个东北地区用电量增幅较慢，以伊敏现有的发电能力，完全可以再增加新的机组，但发出来的电却难以消纳。”

　　“总之，因为有了煤电矛盾，才凸显了伊敏模式的特色和优势，但即使没有煤电矛盾，伊敏也只能走煤电一体化的路，这和其他地方完全不同。”在接受《财经》记者采访时，银龙对上述观点一再强调。

　　不对等的“一体化”

　　除了以“煤电合一、统一经营，电力企业控股”的伊敏模式外，目前国内还存在着“煤炭企业控股建设电站”的神华模式，以及“煤电企业合作新建电站”的淮南模式等多种煤电联营形式。与电企降低成本的初衷不同，煤炭企业进军电力市场的动机更为复杂。

　　今年，神华集团大举进军江西，宣布在九江投资300亿元新建煤电基地。消息公布后，业界震惊，因为九江地区并不产煤，煤炭企业没有理由在此地大规模投资煤电项目。

　　也有评论说，神华此举是在押宝电力市场，他们相信中国电价目前处于低估时期，未来有很大上调空间，此时正是大手笔“抄底”电力行业的好时机。

　　但业内人士告诉《财经》记者，事实并非如此简单，“神华在电力领域的逆势扩张，目的在于谋求港口，而不是发电本身。”他解释说，神华此举是为了抢占九江港这一连接长江中游和下游的战略要塞，把其当做神华集团未来的煤炭储运中心，因为华中地区煤价高，这个项目对神华未来扩大在华中地区的煤炭运输销售，意义重大。而在九江建电厂，也完全符合神华集团矿电路港一体化的经营战略。

　　在中电联研究室主任沙亦强看来，即使是作为大型煤炭企业的神华集团，其煤电一体化路径也具有难以复制的特点。

　　以神华集团下属的国华电力为例，这几年国华电力之所以能在其他电企普遍亏损的情况下取得不俗的业绩，根本原因在于背靠神华集团强大的煤炭生产能力和自成体系的铁路运输能力。

　　一度被业界视为煤电联营典范的“淮南模式”，在煤企和电企双方经历短暂的“蜜月期”后，也出现了问题。

　　此模式的主角之一，淮南矿业集团从上世纪90年代末就已经开始探索煤电一体化的发展路径。2002年夏天，国内出现了大面积电荒，经济发达、用电负荷大的长三角地区形势尤其严峻，当时华东电网的电力缺口达到1600万千瓦，约占全国电力总缺口的60%。

　　此次电荒推动了淮南煤电一体化项目的成型。两淮地区拥有煤炭储量400亿吨以上，而电力装机规模相对于自身需求则有明显富余。2004年3月，国家发改委及沪、苏、浙各方领导齐聚合肥，对“皖电东送”达成了共识。

　　2005年，淮南矿业集团和上海电力股份有限公司各出资50%，组建淮沪煤电有限公司，下设田集发电厂和丁集煤矿。前者规划装机容量为240万千瓦，一期工程两台60万千瓦机组已于2007年建成投产，后者设计生产能力为600万吨，通过专线铁路供应电厂。

　　同年，淮浙煤电有限公司也正式成立，此次淮南矿业集团的合作伙伴变成了浙江能源集团，双方亦均持股50%，下设凤台发电厂和顾北煤矿，其煤炭电厂的装机规模和产量与淮沪煤电公司完全一致。

　　据中电联2011年初发布的《煤电一体化问题研究报告》(下称《报告》)显示，2009年度，淮沪和淮浙两个项目产煤891万吨，总发电量136.9亿度，销售收入64.5亿元，利润总额4.7亿元。其中田集和凤台两座发电厂，发电利用小时数高于安徽省内调机组1400小时以上，赢利水平也远高于其他机组。

　　但随后淮南模式开始隐忧凸显。中电联《报告》显示，由于淮南模式下属的煤电公司按照均股设立，双方互派高管，但在当前卖煤远比卖电挣钱的大背景下，煤电双方围绕“多卖煤还是多卖电”的争执将使双方此前达成的平衡难以持续。

　　《报告》同时担心，淮南矿业集团近年来大规模收购电厂的股份，其决策层已将发展集团控制的煤电一体化项目作为未来的战略方向，当淮矿集团内部的煤电一体化项目与合资的煤电一体化项目发生利益冲突时，合资公司内部的控股权争夺和治理危机就可能出现。

　　此外，由于当时淮南两个煤电一体化项目是在国家“皖电东送”的大背景下应运而生的，在并网问题上受到了特殊关照，直接被纳入了华东电网的“十一五”规划。但时至今日，该电网通道已经接近满负荷运转，而新的并网通道迟迟得不到批复，导致淮南模式下的两个煤电一体化项目二期工程迟迟无法动工。

　　国内众多的煤电一体化模式，归纳起来就是三种：电企控股、煤企控股和煤电双方参股。但由于煤价年年高企、电价长期停滞，使得煤电双方彼此进入的门槛已经完全倾斜。

　　过去，发电项目审批严格，煤炭项目容易放行。如今情况正好颠倒，煤矿项目则因政府的高度管控和多次的国有化运动，进入门槛已经越来越高。

　　在华能集团技术经济研究院副院长赵勇看来，当前煤电一体化项目普遍存在煤炭资源竞争激烈、开发成本逐年提高，煤电项目核准周期不同步，电网输送线路难配套、水资源缺乏等诸多困难，更重要的是，煤电利益格局的失衡和进入门槛的不对等，直接导致不同主导方下的煤电一体化项目的不同命运。

　　电力企业对发展煤电一体化虽然心态积极，但项目进展困难重重，多数电企在收购煤矿后因审批手续繁杂、煤矿地质条件复杂、矿难频发等原因长期难以开采，煤矿开发建设推进缓慢，煤电一体化项目常常陷入困境。煤电合资的煤电一体化项目则因利益之别要么股权转让频繁，要么陷入控股权之争。

　　而煤炭企业向电力行业的扩张却势头正劲，因为煤炭企业在当下的煤电格局中处于绝对强势地位，且电厂运营相比煤矿更为简单便利，不确定性小。以至于在电企眼里成为累赘的电厂，在煤企眼里有时还能成为“香饽饽”，漳泽电力即为一例。

　　等不来的政策

　　事实上，业界对煤电是否该互相进入争论已久。

　　中电联《报告》认为：“煤和电是两个完全不同的产业，除了有上下游关系外，在勘探、建设、运营方面毫无相同之处，一体化经营实际上违背了社会化生产专业分工的趋势，是煤电矛盾逼出来的无奈选择。”

　　赵勇指出，这一无奈选择其实也得到了国家的首肯。

　　早在2006年国家发改委发布的“电力产业政策”中，就提出要鼓励电力企业与煤炭企业通过资产重组，实施煤电一体化经营。2008年，国家发改委在煤矿企业兼并重组调研报告中首次正式提出“鼓励电力大型企业兼并重组煤矿，实现煤电一体化经营”。

　　2010年8月，温家宝总理主持召开国务院常务会议，提出要鼓励各种所有制煤矿企业和电力企业以产权为纽带、以股份制为主要形式参与兼并重组。会后下发的《国务院办公厅转发发展改革委关于加快推进煤矿企业兼并重组若干意见的通知》 也提出要鼓励煤、电、运一体化经营，实现规模化、集约化发展，努力培养一批具有较强国际竞争力的大型企业集团。

　　“但遗憾的是，这些文件中，基本上只见积极鼓励等宏观层面的东西，未见有具体细化的措施。”赵勇对《财经》记者说。

　　在今年9月末的一次新闻发布会上，国家能源局煤炭司副司长魏鹏远接受《财经》记者提问时也坦承，国家对煤电一体化项目暂时还无具体的鼓励措施，但会在项目审批上给予便利。

　　然而，当记者就此事求证国内几家煤电一体化项目公司时，得到的答复却是：“如果真有任何审批上的便利，淮沪、淮浙煤电公司的二期工程和伊敏外围煤田审批，就不至于是现在这个局面。”

　　赵勇认为，期待短期内出台具体的煤电一体化政策并不现实。“如果煤电的市场关系能够理顺，就不会有这么多人热衷于当下的煤电一体化模式，基于市场机制的煤电一体化就将成为主流。”

　　“比如华能跟神华签订长期的煤炭供销合同，锁定双方的长期收益和预期，这才是真正市场机制下的煤电联营模式。”赵勇说，目前发达国家采取的大都是这样的模式。国外电价是市场化的，可以自由浮动，煤炭企业完全可以通过卖出期货合约锁定未来几年的利润水平，电力部门也可通过买进煤炭期货合约来套期保值。