电煤告急!因缺煤停机或煤质差减负荷影响火电机组发电量的情况今年多次出现。元旦、春节将至,情况更加严峻。12月13日,记者从省内煤炭产销衔接会上获悉,为缓解当前电力供应紧张局面,我省正想方设法着力缓解“煤荒”。今年1至11月,全省共生产原煤9650万吨,同比增长12．4%。尽管煤炭产量增加,但随着煤矿安全整治力度加大、冬季储煤期到来和新建火电机组大批投产,煤炭需求再次吃紧。特别是电煤供应缺口较大,政府部门采取一系列果断措施,电煤供应避免了大起大落的局面,但是供需仍不平衡。截至今年11月,全省14家火力发电厂累计进煤2842万吨,仅完成年初确定的3306万吨电煤任务的86%,欠进度6个百分点,欠任务量189万吨。据省经贸委能源处的负责人介绍,今年我省电煤供应紧张的原因,主要有几方面:电煤需求量增大。我省电力建设发展快速,今年前11个月新投产电力装机210万千瓦,其中新投产火电装机160万千瓦,全年新投产火电机组将达190万千瓦,新增电煤消耗500万吨;煤炭大矿建设滞后,跟不上电力机组投产步伐。全省2149个煤矿大部分属于地方中小煤矿,煤炭生产能力的80%由地方中小煤矿完成,许多地方煤矿由于安全基础薄弱,生产极不稳定。特别是今年9月份后,国家加大安全整顿力度,我省大部分地方煤矿由于达不到安全生产许可的要求而被停产整顿,受此影响,全省电煤形势更加严峻。到11月中旬,全省获得安全生产许可证的煤矿只有845对,核定生产能力只有5273万吨;我省电煤价格与省外市场存在较大差距,周边省份对我省煤炭需求强烈,抢占我省煤炭资源的现象突出。今年预计我省发往周边市场的煤炭将达到4000万吨左右。明年的煤炭供求情况怎样?据了解,明年我省煤炭生产将继续保持增长势头,预计全年煤炭产量将达到1．2亿吨左右,其中:重点煤矿产量将接近3000万吨,地方中小煤矿将达到9000万吨左右。电煤基地建设中的部分大中型煤矿将陆续投产和达产,“大煤保大电”的格局会向前推进。省内外对我省的煤炭需求将进一步增长。明年我省“西电东送”电源项目中将有近400万千瓦火电机组陆续投产发电,全省火电发电机组在明年底将接近1300万千瓦,按5500利用小时计算,发电用煤将需要安排3600万吨左右,按6800利用小时计算,将消耗电煤近4400万吨,与今年实际消耗量比将增加1300万吨左右;冶金、化工、建材、焦炭等原材料行业用煤也将增加。预计省内煤炭消费量将达到7500万吨左右,调出省外原煤将接近4500万吨。明年我省的煤炭供应仍将延续今年的情况,总体偏紧,受省内电煤价格与省外煤价差距的影响,电煤供应将会较为紧张,省经贸委采取五项措施应对“煤荒”。在确保安全生产的前提下,努力增加煤炭产量和有效供给。一方面加快煤矿建设,尽快使中岭、比德、青龙等一批“西电东送”配套矿井达产达效。另一方面整合煤炭资源,鼓励各类煤矿联合、兼并、重组,合理布局,加快技术改造,增加煤炭产量。力争2006年煤炭产量在2005年基础上增加1500万吨以上。在政府调节的基础上,加大市场配置资源的力度,逐步引导电煤供应走向市场化。对于省内基本发电负荷所需电煤(发电利用小时在5500小时以内),煤电双方严格按电煤政府指导价签订供需协议(合同)并进行结算;对于发电利用小时在5500小时以上所需电煤,由供需双方在政府指导下按市场规律衔接,并参照电煤政府指导价由供需双方协商价格并签订供需协议(合同)。同时,按照煤电联动机制要求,适时调整电煤价格,逐步缩小省内外电煤价格差距,引导电煤供应逐步走向市场化。完善电煤应急储备机制。在黔北电厂、纳雍电厂、盘县电厂、安顺电厂等100万千瓦以上级的大电厂建立和完善电煤应急储备机制。总储备规模力争达到200万吨以上。其余电厂在有条件的前提下,可因地制宜,在当地政府的协调和帮助下,逐步建立应急电煤储备机制。坚持煤电挂钩和煤运挂钩等综合措施,适度控制煤炭外运。将各地、各煤炭企业的供电量与电煤供应量挂钩,对完成电煤计划进度的地区和煤炭企业提供电力保障,完成不好的限制其用电。同时,强化煤炭铁路运输集中管理,平衡省内外煤炭运输,煤矿和煤炭经营企业经铁路运输出省的车皮计划与其供应省内电煤供应情况严格挂钩。继续实施省内电煤汽车运输“一卡通”制度,为省内电煤运输提供“绿色通道”。完善煤炭价格调节基金征收机制,加大对电煤补贴和奖励力度。要进一步加大出省煤炭价格调节基金征收力度,发挥煤炭价格调节基金在煤炭市场调控、平抑电煤价格、完善应急电煤储备机制、保障电煤供应等方面发挥的重要作用,从煤炭价格基金中拿出一定的资金对应急储备电煤和远距离运输电煤进行补贴,同时拿出部分资金对在电煤供应工作中做出贡献的地区、重点煤炭企业以及省直有关部门等进行奖励,鼓励电煤供应的积极性。

　　煤电关系

　　从电力对煤炭的依存度看,我国目前电力结构中,用煤发电占总装机容量的70%以上。而从煤对电的依存度看,电力企业是煤炭行业的最大用户,发电用煤占全国煤炭销售量的60%左右。

　　煤电联动

　　1993年后,国内煤炭行业逐步实行市场化改革。中国煤炭运销协会副理事长武承厚将此后煤电之间的博弈概括为4个阶段:其一,上世纪90年代中期,国家分两步放开煤炭价格。由于煤炭和电力改革不同步,煤电间价格争议逐步升级。1994年国家开始对电煤的价格实行“放而不开”的政策,限定了电煤价格的上涨幅度,进一步明确全国电煤实行政府指导价格。其二,上世纪90年代后期至2001年,国家试图建立起“煤电价格联动”。这一时期对电价实行“顺价”政策,即国家确定一个煤炭指导价,电力价格相应提高,使电力企业消化因煤价提高而增加的成本。但在实际操作中并没有真正做到“联动”。1997年后,计划内电煤价格一路下跌,按照当时“煤电价格联动”的设计初衷,电价应该下调。实际上电价在1994年至2001年之间的7年中只涨不落,电煤价格却一路下滑,“煤电价格联动”政策不了了之。其三,2002年至2004年6月。从2002年起国家取消电煤指导价格,实行市场定价。之后,经济发展带动了煤炭需求,煤炭价格大幅上涨;而电价仍没有放开,煤电间价格争议逐步加剧。国家不得不在每年的煤炭订货会上对煤电两个行业进行协调,又在取消“指导价”之后,出现了“协调价”。然而,煤炭行业希望煤炭价格市场化,不受计划干预;电力企业苦于成本考虑,千方百计争取“计划煤”。2004年中,五大发电集团中有两家亏损。其四,2004年下半年后国家重新启动“煤电联动”政策,并出台一套机制保证其实施。此次联动最大的突破是“电煤价格不分重点内外,均由供需双方协商确定”。去年年底,发改委出台《关于建立煤电价格联动机制的意见》,国家允许电厂根据动力煤价格的上涨情况而相应适当上浮电价,原则是上涨的煤价70%部分转移到电价,30%由电力企业通过提高效率内部消化。

　　煤电价格

　　来自中国煤炭运销协会的统计数字显示,今年1至9月,原中央财政煤炭企业商品煤累计平均售价263．75元/吨,同比增加27．56元/吨,提高11．67%;其中供发电用煤平均售价207．76元/吨,同比增加38．32元/吨,提高22．6%,电煤平均售价比商品煤平均售价低55．99元/吨。总体上是电煤售价比平均售价低,计划电煤又比市场电煤低,电煤价格要比市场价低100元/吨左右。今年上半年电力企业成本压力较大,一度陷入困境,1至4月电力行业实现销售收入5029亿元,同比增长28．6%,实现利润200．7亿元,同比减少23%,利润率远低于去年同期水平。今年5月1日,第一轮煤电价格联动实行,全国销售电价水平平均每千瓦时提高2．52分钱。5至8月,电力生产行业实现销售收入2334．4亿元,同比增长14．9%,实现利润293．87亿元,同比增长51．5%,成本压力的缓解将使行业效益走出低谷。　作者：王桥　来源：金黔在线—贵州日报