煤电矛盾并未化解 价格联动有待完善(图)

　　据江西省发改委副主任、物价局局长王平介绍，我国首次煤电价格联动以2004年5月底煤炭企业销售电煤的车板价为基础，根据6－11月电煤车板价的平均涨幅，按照煤电价格联动公式测算和调整发电企业上网电价和电网经营企业对用户的销售电价。

　　记者了解到，电价提高后，火电厂虽然是最直接的受益者，但由于受到以下几个因素的制约，他们的受益并不明显。

　　一是火电企业不能完全化解煤价上涨的成本压力。一方面根据煤电联动方案，煤价涨幅超过5％，则电价上调并抵消70％的电煤涨价带来的成本，电厂自己要消化掉另外的30％。如此长期积累，火电企业可能会因那“30％的煤价上涨因素”而发生“消化不良”。江西南昌发电厂总经济师饶芝明告诉记者，今年煤电联动后该厂上网电价从5月1日起执行0.338元／千瓦时，上涨0.042元／千瓦时，今年因电价调整预计收入增加3432万元，只能弥补2005年当年燃料成本增加的49％，加上2004年的5074万元的亏损仍然有8691万元无法弥补。

　　另外，据江西丰城发电厂、山西太原热电厂反映，国家有关部门在进行电价涨幅测算时，所依据的电煤价格大大低于火电厂实际进厂电煤的价格。两电厂去年同期所购电煤实际价格涨幅均远远超过了国家所规定的8％，甚至翻了一番。

　　二是煤电价格联动并不具有完全的同步性。华中地区最大的火电厂国电九江电厂副总经济师周平平分析，根据联动方案，如果煤价累计涨幅没有超过5％，则电价不能上调，由此带来的成本上升仍将会影响到火电企业的经营业绩。而且从时间上看，这种联动是滞后的，比如这次调整，从煤价开始上涨到电价相应进行调整相隔了近一年。这两个因素都会给发电厂增加大量的燃料和财务成本。

　　三是煤电联动计算方法不能完全反映煤价对电价造成的影响，电煤质量明显下降。由于煤质目前几乎是以煤炭企业抽样检验结果为准，电煤价格无法真正做到按质论价。据了解，按照国家1999年对电煤按质论价的计价原则：江西省某矿标准品发热量为3800大卡/公斤时，车板价为143．40元／吨，发热量每升降100大卡相应加减3．53元／吨。电煤价格较前两年已翻了一番多，而根据煤炭发热量的价格调整标准却依然不变。不少煤炭企业钻这个空子，发货时降低订货合同上规定的电煤热量，而仍然按当年标准对价格进行不合理的调整，从而变相涨价，导致电厂既亏吨又亏卡。

　　产煤大省山西同样面临电煤“质低价高”的窘境，不仅增加了发电企业的成本，而且加速设备老化，有的还直接造成了设备毁损。

　　近期煤价下滑不会扭转供求紧张格局

　　在经过4年持续上涨后，全国煤炭价格自5月以来开始出现下滑趋势。6月下旬，山西大同地区煤炭的出矿价格首次下挫，降幅大约在10－20元／吨之间；稍后，神华集团也被迫将其7月份在北方港口销售的市场煤的平仓价格下调了5元／吨；山东、河南等产煤地区的煤炭出矿价格也开始出现松动。到7月，煤炭“买方市场”倾向进一步加剧，煤价下跌幅度有所加深。发热量5500大卡／千克以上的优质动力煤，在广州港的销售价格跌至510－520元／吨，比6月末下降15－20元／吨；在华东地区港口、秦皇岛港、天津港等港口煤炭平仓价格均比上月末下降10－15元／吨。华东地区部分影响较大的煤炭生产企业开始大幅下调煤炭价格，几乎所有煤炭生产企业都放宽了对重点用户采购煤炭付款条件、付款方式的要求或限制，变相降低了煤炭供应价格，多数煤炭生产企业提高了合同煤炭供应质量，包括重点合同的煤炭质量，也相当于变相降低了煤炭供应价格。洗精煤价格也全面失守，煤炭生产企业降价行动此起彼伏，港口主焦煤的平仓价比6月份再降40－50元／吨左右，吨煤价格水平已比今年1月份下降了近百元之多。

　　山西省物价局局长王正喜等专家分析认为，煤炭市场之所以消沉是煤炭产运需发展不均衡、煤炭资源过份向销售转移的结果。长远看，煤炭市场并不具备根本扭转紧张格局的基础和条件。

　　首先是拉动煤炭需求的基本因素依然强劲。今年以来国内固定资产投资持续高速增长，同比增幅一直在25％以上，而且呈加快趋势。今后，受固定资产投资高速增长和重工业生产快速增长的带动，我国工业用电、用煤仍将较快增长。而随着油价高涨，火力发电的原料结构将更加偏重于燃煤发电。各方面因素共同作用，将带动整个国内煤炭需求恢复增长。

　　其次，煤炭生产将受到有效调控，煤炭供应趋紧。据来自国家煤矿安全监察局的消息，除未提出申请安全生产许可证的5000多个煤矿将首先被停产整顿外，预计经过45天的审查、颁证后，还将有一批不合格矿井被停产整顿，全国煤炭产量应该进一步减速，产煤地区煤炭供应能力可能有所减弱。这项政策必然对煤炭供求造成影响。

　　其三，资源和环境等因素将使“十一五”期间我国吨煤增加近百元成本。业内专家指出，按照会计制度和煤炭行业的规定，以往煤炭成本的核算主要是指煤炭生产所直接支出的物质消耗、人工费用、销售和管理费用等。而除上述正常费用外，“十一五”期间我国煤炭成本还将增加煤炭生产的外部成本。从传统意义上的成本构成来看，煤炭成本包括材料成本、电力成本、销售费用、管理及财务费用、工资及附加、折旧等，据测算，十一五期间上述吨煤成本合计为250．6元。

　　业内期盼尽快完善首次煤电联动方案

　　虽然近期煤价出现下跌，但不可能回到此前煤价低谷的水平，从中长期看，煤价仍有高位运行的因素支撑。因此记者所采访到的业内人士大多认为，国家有关部门应根据市场变化和煤炭企业、电力企业的实际情况进一步完善煤电联动的有关政策，尽快出台更完善、更细化、更具可行性的方案细则，以保障电力和煤炭企业的正常运转和良性发展。

　　一是尽快实现煤电价格同步市场化，谨慎选择时机全面铺开电价改革。山西省电力行业协会副会长李建伟认为，现在电力竞价上网尚不具备条件，在这种情况下推行煤电联动不是真正的联动。煤、电两大行业之间存在的矛盾，深刻反映出行业间改革的不同步、市场准入的行政性限制等突出问题。电力企业消化煤炭涨价成本，除加强内部管理、降低消耗外，也需要外部环境的配套改革，这包括建立市场化的电价机制，以及电力行业与煤炭行业改革的同步进行。以电力行业而言，引入市场化竞争机制尤为重要，只有在终端电价上引入竞争，并允许民营资本进入电力领域，才能使发电企业完全转向市场竞争。

　　南昌发电厂总经济师饶芝明说，如果在供需矛盾特别紧张的情况下，按照竞价上网、同网同质同价的原则全面铺开电价改革，势必造成电价涨幅较大。因此目前还不是全面铺开电价改革的时机；但也不能在电力市场处于完全供大于求的状态下实行，否则将可出现大批电厂破产，造成人力、物力和资金的大量浪费。

　　二是完善电煤价格的形成机制。采访中，不少人士呼吁在考虑煤炭价格时除了一般意义上的生产成本外，还应考虑煤炭行业的特殊性，合理确定其完全成本。山西省发改委副主任、物价局局长王正喜认为，现阶段煤炭价格形成的基础是煤炭生产的直接成本，主要包括材料、工资、电力消耗、折旧、维检费、销售和管理费用等。相对完善的煤炭生产完全成本，应在原来生产成本的基础上再包括五方面的外部成本，即安全成本、资源成本、环境成本、退出成本、发展成本等。科学、合理界定煤炭生产完全成本的内涵、范围及标准，是当前制定煤炭价格政策的当务之急。

　　三是应加强对煤炭价格的监测，建立权威的煤价数据采集程序和机构。中能电力工业燃料公司总经理解居臣认为，电价和煤价要么同时完全放开，要么就应同时进行适当控制。目前电价不可能放开，因此必须对煤价进行严格的价格检测，这既是煤电价格联动的出发点和基础，也是国家宏观调控煤炭价格、保证煤炭稳定供应、保证国民经济健康持续发展的重要举措之一。只有加强煤炭价格监测，通过对煤炭出矿价、到厂价进行分析，限制或“挤掉”煤炭流通环节中的不合理费用，才能保证煤电价格联动政策的实施。

　　四是完善电煤价格联动机制的测算方法，确保电煤按质论价。针对某些地区电煤质量偏低、中途运费涨幅较大、联动机制不能反映煤炭价格真实波动幅度的实际，专家们认为，应根据电煤燃料成本的构成，研究如何按电煤实际到厂电煤的合理成本作为煤电联动价格涨幅的测算基础，而不是现行的按车板价的涨幅测算。同时，在厂、矿双方协商价格的基础上，对电煤每升降100大卡热量相应加减的金额，随着煤价的调整应做出相应调整或规定一个比值，而不应当继续使用1999年煤价文件中所规定的3．53元/吨。

　　山西省电力行业协会副会长李建伟还建议，在目前电煤价格快速、持续上涨的情况下，应当适当调整电煤联动的结算周期，使电煤价格联动更好地反映出市场的真实情况。另外，中能电力工业燃料公司总经理解居臣建议，对要求发电厂内部消化的因煤价上涨带来成本增加的30％，应在下一阶段的煤电价格联动中逐步缩小直至最终取消。

　　五是完善和规范煤炭产业运行机制，加快质量监管检测，保证电煤质量。记者在调研过程中发现，电煤质量不高是目前困扰电力企业的重要因素。产煤大省山西的电厂用煤目前普遍存在质量不高、以次充好的问题。山西省工商部门今年在介休等地查获了一批利用煤矸石、黑土等配煤的“煤耗子”。据山西省国际电力公司介绍，电煤热值不足已经成为影响发电效率的重要因素，而且对发电设备的安全也构成了威胁。