“計劃電”難燃“市場煤” 隻接軌不聯動令電企失落

電企呼吁煤電價格實時聯動機制早日落地

　　持續多年的重點合同煤將成為歷史！國家發改委日前下發通知，明年1月1日起，解除對發電用煤的臨時價格干預措施，電煤價格將由供需雙方自主協商定價。

　　電煤新政下，有人在哭，有人在笑。合同電煤價格漲幅和市場交易電煤最高限價的取消，讓煤炭企業終於擺脫了價格“天花板”﹔作為下游企業，靠煤吃飯的火電企業卻要繼續執行多年未變的指令性電價。業內公認的，平衡煤電雙方利益的煤電價格實時聯動機制，卻仍無具體時間表。有分析認為，至少在明年一年內，這一機制都無落地可能。

　　煤和電，兩個唇齒相依的行業，因彼此產品價格問題經常“擦槍走火”，伴隨著資源體制改革的深化，二者肉搏至兩敗俱傷也並非杞人憂天。一個靠市場，一個走計劃，不解決定價機制間的矛盾，平衡好兩者間的價格矛盾，最終傷害的隻能是中國的能源經濟。

　　煤與電的價格“積怨”由來已久

　　“誰掌握了煤炭資源，誰就把握了發電集團的未來”，一位發電企業負責人如此形容煤炭對電力行業的重要性。華電集團政策與法律部主任陳宗法日前表示，煤炭行業與發電行業同屬基礎行業，又屬於上下游關系，關聯度非常大。我國一半以上的煤炭產量用來發電，超七成的電量靠煤炭發電，煤炭對火電來說，就是“生命之源”。

　　電力供應關乎國計民生，考慮到電力價格的極端敏感，我國電價已維持多年不變。2005年以來，盡管社會各界一直呼吁在電煤價格漲幅超過一定幅度時同步實行上網電價和銷售電價聯動政策，但在經濟下行壓力和CPI持續攀高的因素制約下，國家對此十分謹慎，至今沒能取得實質性突破。

　　多年來，我國實行重點合同電煤價格和市場煤炭價格“雙軌制”。歷史上，重點電煤價格一般低於市場煤100元/噸以上，最高時相差500元/噸。在供應緊張、煤炭價格高企時，這一機制對保障電廠煤炭供應、控制電廠燃煤成本起到了重要作用。但是煤炭企業紛紛抱怨，低價售賣的重點煤本應可以更高價格在市場售出。“好行情也帶不來好效益”，煤企認為，重點煤合同對電企有利，一到供電緊張、煤炭行情看好的時候，電企反而高枕無憂，煤炭價格再高，也影響不到正常發電。

　　發電用煤取消臨時價格干預的消息傳出后，煤炭行業的冷淡反應多少有些出人意料。按理說，將重點合同取消改為長線合同，對煤炭企業來說相當於提高了與電企的議價能力。不過，由於各地煤炭市場價格與重點合同煤價格的差別不同，煤炭行業對待這一新政也是“冰火兩重天”。重點合同煤量多，且價格遠低於市場價的火電企業，受到沖擊最大。相反，重點合同煤價格低於市場價的煤炭企業，則是受益者。

　　隻“接軌”不“聯動”令電企失落

　　與市場化思路愈發清晰的煤企相比，在計劃指令性定價機制中生存的電企對煤電價格“鬆綁”更為期待。持續多年不變的銷售電價，已逐漸偏離應遵循的市場價值軌道，電力體制改革陷入“10年未入深水區”的尷尬。

　　10月中旬，中電聯召集華能、大唐、華電、國電和中電五大發電集團就電煤價格並軌問題進行深度洽談，五大發電集團“抱團”呼吁完善電煤價格並軌方案，電煤價格放開在很大程度上會增加電企經營負擔。從2008年到2011年，五大發電集團大約虧損921億元。與之形成鮮明對比的是，2000年煤炭行業尚處於全行業虧損狀態，到2011年已實現盈利4342億元。

　　位於濟南市東郊的黃台電廠，是隸屬華能集團的一家火力發電廠。由於煤電價格聯動滯后，自1958年建廠以來，已連續多年虧損，截至今年10月底仍虧損6000萬元。據該廠工作人員介紹，目前黃台電廠80%的煤炭是市場煤，雖然今年煤炭價格相比去年同期降低了100元左右，但仍高於電廠預期，成本壓力沉重。

　　煤電價格聯動亟待給出時間表

　　煤炭價格波動是否能在電價中體現，電價能不能“市場化”？這是“市場煤”與“計劃電”長期矛盾能否徹底解決的關鍵。

　　記者了解到，電力體制改革自2002年啟動以來，至今已有10年。10年來，當初確定的“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”改革方向隻有“廠網分開”實現，其他三項幾無進展，到頭來，電價調整始終在原地踏步。

　　業內專家認為，實施煤電聯動只是電企一廂情願，煤電聯動對煤企影響不大，主要是影響電企，在煤價較高的情況下，電企通過煤電聯動原則上調電價，可以緩解其成本壓力。而電價關系到國計民生，國家對於電價調整謹慎，本次並未涉及煤電價格聯動。

　　有業內人士提出，電煤價格並軌政策的出台已經為煤電價格實時聯動創造了很好的條件，當前最關鍵的是把握好稍縱即逝的時間窗口，在煤電雙方供求平衡點上做文章，利用好電力體制改革不斷深化的大背景，適時推進煤電價格實時聯動機制的“落地”。

　　(本報記者 張錚 見習記者 劉媛媛)

(來源:濟南日報)