最长的电荒：口水战依旧

　　这次湖南的“电荒”，从2010年12月开始，一直持续至今

　　特约记者 方小洲 记者 刘丽丽

　　2011年秋的“电荒”，比以往来得更早一些。

　　“下班前20分钟关闭空调，既不影响室内人员工作，又可节约大量电能；同样长的洗涤时间，洗衣机弱档工作时电机启动次数较多，使用强档其实更省电。”10月20日，《湖南日报》关于“调煤保电”的整版报道后，附着这样的节电小窍门。

　　“调煤保电”，近期频频出现湖南各大媒体上。这个中部省份，在“有序用电”口号下度过了2011年的春夏。每年10月本是传统用电低谷，但“电荒”却提前而至，让当地人不禁担忧即将到来的冬季用电高峰。

　　调煤保电

　　“从2004年开始，湖南就出现了拉闸限电，也就是有序供电；2008年形势很严峻，但突然金融危机了，用电需求量下降，‘电荒’得到缓解；金融危机过后，经济一恢复，‘电荒’又出现。”新华社湖南分社经济部主任丁文杰说。

　　“电荒”年年有，今年特别重。这次湖南的“电荒”，从2010年12月开始，一直持续至今。

　　对于这次“大电荒”，湖南经信委能源运行处处长倪东海称“煤也搞不到，水也不来，火电厂亏损很厉害，没钱买煤，很多因素交织在一起”。近十年，湖南都没有发过大的洪水，干旱持续多年；本省产煤量又不多；而占湖南外购电煤量一半的河南、贵州两省，因资源整合导致自身煤炭紧张，严控煤炭出省。

　　湖南的市场煤，目前已经达到1200元/吨；而煤价超过900元/吨，电厂必亏，且越发越亏。目前重点合同煤兑现率已经跌至20%以下。

　　“横下一条心来抓调煤保电，下决心解决电的问题”——在湖南，此种标语随处可见。该省多位领导带队到各重点产煤省落实煤源，或赴国家部委争取支持，或下到省内重点产煤地和火电企业督战。

　　湖南省政府另下发通知，从2011年10月1日起至2012年9月30日，湖南全省各产煤地和湘煤集团必须完成2000万吨电煤生产任务，“如未完成下达指标，省煤炭局将按200元/吨征收煤炭价格调节基金，未完成电煤任务累计数量较大的，还将依法采取必要的行政措施”。

　　湖南已将是否完成电煤生产任务与煤矿生产证照、与当地用电计划、与财政转移支付实行“三挂钩”。

　　此外，湖南省财政每年将拿出8000万元，用于奖励完成和超额完成发电任务的统调电厂。

　　湖南省经信委官员说，省委省政府下这么大气力抓调煤保电，在湖南历史上罕见。

　　目前，湖南电煤库存仅150万吨，不到2010年同期的一半。

　　“调煤保电，现在还可以压煤炭企业，但矛盾尖锐；常年搞下去肯定不行，煤老板又不买账了。”一位了解调煤保电情况的人士说，“左右为难。”

　　“这是自2004年以来最严重的一次‘电荒’。”中国电力企业联合会(下称“中电联”)统计部主任薛静表示，在传统用电淡季的9、10月份，“电荒”竟汹涌而来。

　　“共有17个省份采取了拉限电和错避峰的措施。”10月20日，国家电监会新闻发言人谭荣尧表示，若延续这一情况，今冬明春中国最大电力缺口约为2600万千瓦；其中，既缺煤、来水又差的南方和华中地区用电形势最为严峻。

　　国务院研究室综合司副司长范必认为，今年遭遇7年以来最严重“电荒”，“缘于中国煤电矛盾反覆出现，并形成累加效应”。

　　《财经国家周刊》记者梳理发现，从电改起步，国家发改委一直试图放手，让煤电双方自行定价。从2002年元月1日开始，每每“电荒”时刻，便是煤电矛盾白热化的时刻，也是国家发改委将松开的手重新握紧的时刻。

　　口水战依旧

　　面对2011年可能会出现的“电荒”，在2010年年底，国家发改委就下发了《关于做好2011年煤炭产运需衔接工作的通知》，要求30万吨以上的重点电煤合同延续2010年价格，以鼓励发电企业发电的积极性；2011年上半年，国家发改委亦大幅上调了上网电价。

　　面对利好，发电企业依然亏声一片。

　　“尽管今年上半年上调了上网电价，但仍难弥补火电企业亏损。”薛静对《财经国家周刊》记者表示，因为历史欠账太多，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格，从2003年底的275元/吨已上涨到2011年6月底的840元/吨以上，累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。

　　10月19日发布的环渤海动力煤价格指数(BSPI)显示，北方动力煤价格继续上涨，5500大卡动力煤综合平均价格为847元/吨。

　　据中电联披露，由于电煤价格持续上涨，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。2011年4~7月各月份，五大发电集团火电业务分别亏损17.1亿、16.9亿、29.0亿和28.5亿元，月度亏损额不断扩大。

　　对此，诸多国内煤企回应称，五大电企的亏损，源于财务费用猛增。中电联表示，除了传统的电价不到位、煤价上涨导致的亏损外，发电企业财务费用大增值得关注，发电行业的利息支出超过利润总额。

　　2011年1~7月，五大发电集团合计财务费用528亿元，同比增长32.5%，财务费用同比增加了129.51亿元，大于74.6亿元的亏损总额。据此，煤炭方认为电企亏损的原因是财务费用增加；而财务费用猛增，源于投资规模失控、贷款利率上升和利息负担过重，“即使排除煤价因素，火电企业经营依然越来越困难”。

　　发电企业高管随后撰文直指煤炭企业暴利，建议征收“煤炭暴利税”。8月31日，大唐集团在中电联官网刊发《走出当前煤电联动困局的一些思考》一文，建议在电力市场化改革完成前，重启煤电联动，推出相关配套措施，包括征收煤炭暴利税，成立国家煤炭储备中心作为电煤供应中间商，以及建立国家电力补偿机制等等。

　　大唐集团的设想是：当煤炭成本无法完全向终端电价传导时，可先由电网来承担损失，启动对电网企业补贴，补贴主要来源是煤炭暴利税，不足部分再由国家财政补足。

　　徘徊

　　业内诸专家，将煤电矛盾归纳为“计划电”和“市场煤”的矛盾。

　　国家发改委于2004年颁布的煤电联动办法规定，当煤价超过一定涨幅便相应调整电价；但是，鉴于宏观经济形势、CPI上涨的压力，此种联动并不及时，联动幅度也从未到位。

　　2002年1月1日取消电煤指导价后，2002~2004年，全国多个城市闹煤荒，煤企纷纷要求涨价，2003年国家有关部门以文件形式指令电煤价格，又恢复了煤价“双轨制”。

　　2004年6月发布的国务院办公厅47号文又规定，电价调整后，电煤价格由供需双方协商确定。 2008年煤价上涨和“电荒”，又使煤价重回行政管制老路。2008年6月和8月，国家发改委连续两次限制煤价，直至2009年1月才解除煤炭限价令。范必认为，将煤电矛盾归纳为“计划电”和“市场煤”的矛盾其实并不准确。目前，电煤重点订货合同交易量约占全部电煤用量的60%，两个市场间存在着价差，一旦市场煤价大幅上涨，合同煤履约率就会大幅下降，出现了倒卖合同煤现象。

　　“双轨制运行下的煤炭价格信号，处于失真状态。”范必说。

　　面对一个价格信号失真的市场，国家发改委尽管希望放开煤价，但鉴于能源安全和控制物价，最后不得不再次插手干预，在计划和市场间徘徊。

　　煤价推手

　　自2007年放开重点合同煤价以来，发电企业一直处于被动接受煤炭涨价的局面。

　　一位多次参加过电企燃料采购的业内人士透露，一些煤炭企业精心设计的订货方案中，清楚体现出拆分电力行业联合阵线、削弱电力企业讨价还价能力的意图。

　　一封煤炭企业的公开信这样表示：“综合考虑，2007年订货总的策略要坚持先易后难，按照冶金、居民生活、化工、电力的顺序进行。对于电煤合同的签订，关键要把握好有利的政策条件，重点衔接价格市场化程度高的电厂，衔接符合国家产业政策要求的、初次进入衔接范围的省、市电厂，衔接与我们长期形成战略合作伙伴关系的电力企业，最后再考虑其它谈价难度较大的电厂”。

　　2009年电煤谈判，五大发电集团首次结成联盟，亮出的“底牌”是2009年电煤价格参照2008年初价格并下调50元/吨；彼时的煤价，遭遇金融危机后开始下行，基本重回2008年年初水平。但神华、中煤等煤企却提出了涨价10%以上的要求，双方的吨煤价格预期相差超过150元。最后，双方在福州的谈判不欢而散。

　　厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉《财经国家周刊》记者，经过各地的煤炭资源整合后，各大煤企形成新的垄断，在谈判中议价能力大增。

　　另外，对税费极为看重的一些地方政府，也对煤价上涨推波助澜。煤价高企，使得煤炭行业成为不少煤炭大省的经济支柱和主要税费来源。以山西为例，煤企每产一吨煤，除了缴纳税款和20元左右的可持续发展基金外，还要缴纳数十种名目的收费。

　　煤炭企业则年年要求加价，将这些成本全部转嫁到下游。

　　为迫使发电企业就范，从2008年12月起，国内诸多煤企纷纷限产保价，发电企业存煤持续下降。

　　另外，煤炭从坑口到用户手中，物流环节繁杂，紧张的铁道运力，使得点装费等煤炭加价层出不穷。

　　国务院发展研究中心产业经济研究部主任钱平凡介绍说，“煤炭供需关系越紧张，运输中间环节的放大作用就越明显，这也是为何山西煤运到秦皇岛价格翻一番的重要原因”。

　　钱平凡告诉《财经国家周刊》记者，黑货约占全国铁路货运量的一半左右。

　　计划内车皮可执行国家规定的运输价格，计划外车皮则要向中间环节付出相当高的代价，一些铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利，早已是行业内公认的“潜规则”。

　　最后的药方

　　范必告诉《财经国家周刊》记者，煤电矛盾看似是煤企和电企两家之间对价格的博弈，实际是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。

　　“执行煤电联动只能是一种权宜之计，而非长久之计。”范必表示，从目前采取的措施来看，煤电价格联动、限制电煤价格、煤电联营、推行电煤长期交易合同和扩大煤炭进口局限性都很明显。

　　中国能源网信息总监韩晓平称，2004年之后，为解决“电荒”，采取“加速增容”、“煤电联动”等方式，惟独“电力改革”的药方没敢试，结果到今天还是“电荒”。范必亦表示，电力改革应该提上日程。

　　“说是‘电荒’，现在根本不缺电力装机，主要还是电价形成机制的问题。天下没有免费的午餐，但很多人却不承认这一点。”中电联有关人士对《财经国家周刊》记者表示。

　　中电联相关人士说，“面粉都涨价了，馒头却不涨价，当然也可以要求做低价馒头，但最后只能是短缺，市场经济只能是这个规律。”

　　“发一度电亏一度电的钱，但发电是政治任务，要保证社会运转，不管价格高低，发电厂不能不发，但又不情愿发，就找各种借口少发。”一位发电企业资深人士告诉《财经国家周刊》记者，“以前也总节能降耗，但不管用；后来煤价一上涨，电厂一下子就行动起来了——这就是价格机制的威力”。

　　对于电价完全市场化后会大涨的顾虑，电监会一位研究电力改革的资深人士对《财经国家周刊》记者表示，“真正市场定价，未必就高到哪里去。就像粮食，价格放开后也没飞到天上”。

　　改革是不是就意味着涨价？研究电价多年的国网能源研究院李成仁认为，“改革最大的问题是认识的问题”。从世界范围来看，能源溢价是一种必然趋势，这是不可再生资源的特点决定。

　　李成仁认为，改革应该是效率的提高，把成本的上涨在竞争中消化一部分，“改革是一个可能少涨价的选择”。

　　一位熟悉电力体制改革的人士表示，“阿根廷、巴西都是因为‘电荒’才进行电力市场化改革，改革之后就解决了‘电荒’问题。设想，如果没有厂网分开，发电装机绝不会增长这么快”。

　　“所以，目前必须坚定不移地推动‘输配分开’改革，最后实现‘竞价上网’的电改目标，”国家电监会价财部一负责人说，“需要下一个决心”。