湖南电煤难调原因与对策

      罗日平
      2008年的湖南，注定要在调煤保电的“重灾”中艰难度日。刚刚熬过了冰灾严重缺煤的日子，就又迎来了更长时间的煤荒。3月下旬，湖南省电煤协调紧急会议：全省电煤库存不足45万吨，已大大低于警戒线。省内煤炭供不应求，基本上是来不及“落地”就被各企业抢走，煤炭价格也一直高位运行、“涨”声不绝。在煤量短缺煤价一路飙升中艰难前行的火电企业第一次出现了行业亏损。如何让湖南电煤不再难调，如何使火电不再因煤而亏是摆在政府和火电企业面前的一个十分紧迫的课题。

       一、煤炭刚性短缺是电煤难调的主要原因
      （一）全国煤炭供求总量失衡加剧湖南电煤短缺
      从近几年的情况来看，不仅是湖南缺煤，全国的煤炭供应形势也一年紧过一年，煤炭市场不容乐观。尽管近一段时间有一种主流观点认为“全国煤炭供求总量平衡”，而实际上有可能已经失衡。单是电煤市场，就在频频演绎着火电缺煤告急、铁路抢运电煤、政府出手调电煤的故事，甚至有的省份受电煤制约，电厂无煤开机，社会用电受限或者缺煤停机时有发生。据专家预测，中国2008年的火力发电用煤供应量将较实际需求少2.5-3亿吨。此外，从煤炭产量与火电产量增长率来看，呈现出严重不平衡增长的特征。如：2005年，煤炭产量增长10.69，火电产量增幅升至14.02；2006年，煤炭产量增长8.03，火电产量增长15.14。在需求量大、市场适应性差的电煤失去了政府强有力的宏观调控后，这种供求失衡的矛盾就集中到了火电企业，使火电企业成了市场煤与计划电的缓冲地带。

       由于全国供求总量的失衡，山西、贵州、陕西和河南等产煤大省为了保省内用煤，纷纷出台了限制电煤出省的措施，使依赖外省进煤方能满足省内供需平衡的湖南电煤更加短缺。如：今年1-5月份，贵州省供煤企业与大唐湖南分公司的重点合同煤兑现率仅5.89，同比减少了90.06。

      （二）本省煤炭刚性缺口呈不断增大的趋势
      据统计，全省GDP每增长1％，煤炭的需求量就将增长0.3％。按全省GDP年均增长9预计，全省煤炭需求量将年均增长超170万吨以上。从近几年的发展来看，省内煤炭自给率不足79，焦炭自给率不到52％，电煤自给率只有40左右，而且煤炭的刚性缺口呈不断增大的趋势。

       1、煤炭产量自给已严重不足。一是资源相对贫乏。湖南煤炭资源总量约74亿吨。其中：已探明的保有储量28.81亿吨，其中工业储量18.87亿吨，远景储量9.94亿吨。煤炭资源预测储量45.14亿吨（2002年数据）。在探明保有储量中，无烟煤20.75亿吨，占72；烟煤8.06亿吨，占28，其中炼焦用煤6.84亿吨，占24。这些资源分布散，无法形成规模开采优势，制约了煤炭产量的提升。如：2007年，全国煤炭产量29亿吨，湖南才5421万吨，只占了0.16。二是煤炭行业先天不足，资源条件差，都是鸡窝矿、伴生矿，安全投入少，欠帐多，受关井压产与安全完善影响大。自2005年以来，全国共取缔非法采煤窝点1.7万（次），关闭小煤窖11155处，其中湖南关闭了约49，煤炭产量必然会受到严重影响。三是国有煤矿产量比例过低，政府可调资源相对受限。本省国有矿生产能力约1500万吨/年，而乡镇（含民营，以下同）矿生产能力却高达4000万吨/年。在2004年的煤炭产量构成中，省属国有煤矿产煤711万吨，占14.1，地方国有煤矿573万吨，占11.2，乡镇煤矿3767万吨，占74.7。国有矿比例偏低，而乡镇矿的民营化程度严重，政府和电厂均难于控制煤源，从而加大了市场化条件下的调煤保电难度。
如：金竹山电厂的供煤点就达到了150多家，电厂和政府都不可能有足够的精力来控制煤源流向。四是煤种、煤质结构性矛盾突出。省内无烟煤产量约3478万吨，占69；烟煤1575万吨，占31，其中炼焦煤570万吨，占11。由于无烟煤、低劣质烟煤所占比重较大，优质资源较少，在必要的品种调剂后，需外省调入资源总量逐年增加。

      2、电煤需求缺口超800万吨。2008年，预计省内煤炭产量5200万吨，其中可用发电煤3000万吨，若全部用于省内电煤，也只是刚好能满足本省的电煤需求量。但在现有市场条件和政策环境下，一是将有近2000万吨省内煤被周边省份（如广东省）吸走，省内自供电煤仅1000万吨，加上外省电煤可调入量1100万吨，全省电煤可供量实际上仅有2100万吨，供需缺口达800万吨左右。考虑冰灾影响，上半年我省煤炭产量不足2000万吨，同比已减产464万吨，全年实际减产量预计不少于800万吨，这一减产量无疑影响的绝大部分又是电煤；加之，省内火电企业电煤库存同比减少逾150万吨，将进一步加剧煤炭尤其是电煤的紧张程度；二是钢铁、化工、建材用煤的快速增长加大了电煤缺口，部分可用电煤转移其它行业用煤。一方面，这些行业的快速发展增加了煤炭消耗，如：本省的水泥行业快速发展，耗煤量正以50-60万吨/年的速度增加；另一方面，这些行业的煤炭成本尚不到总成本的20，且产品价格早已步入市场化，凭借顺价机制的优势，在与火电争夺煤源时，能随行就市占据先机，从而加大了电煤缺口；三是新增机组的电煤资源计划落实难，常常是机组上来了，但“口粮”受煤炭资源短缺、运力紧张的制约，在相当长的时间里难以解决；四是受来水影响，上半年水力发电量同比减少了7.4。火力发电量同比增加了10，约23亿千瓦时，多耗电煤120万吨左右，从而更加剧了电煤库存的减少。

      （三）运力不足加剧电煤紧缺
      “本省煤不够用，外省煤进不来。”──已成为湖南电煤供应的一个典型特征。
      1、铁路运能与运量的矛盾日益突出。一是运能不足。一方面，我省拥有铁路仅2968.4公里，比全国平均水平低了18；另一方面，随着铁路客运的不断提速，今年涉及湖南的铁路过口运量合计比去年还减少了84万吨，致使外省煤的运输形势非常堪忧。二是运量不足。从1995年到2007年的13年间，湖南铁路货物发送量由4904万吨增长到5831万吨，年均增长1.5，不仅低于全国增长速度，更是远低于同期湖南GDP年均增长12.6的发展速度。三是运力配置不足。尽管有铁路部门精心抢运的因素，但其运力计划外裕量过大，在某种程度上加大了电煤调运的协调难度。如：2007年全国确定跨省区的煤炭铁路运输总量计划指标为7.38亿吨，实际运量却超过了12.2亿吨。这种“橡皮”计划由于僧多粥少而争者众多，从而导致电厂费尽心机找到了煤源，可最后却落入了有煤无车的境地。四是火电厂新增容量运力不足，近两年新投产的机组落实的订货量不足需求的15。电厂新增机组电煤运力呈报与铁路运力计划增补脱节，使电厂不得不想尽办法走计划外口径落实“口粮”运输。如：2008年煤炭产运需衔接合同汇总会议上签订电煤合同在10亿吨以上，超出运力框架方案配置5.85亿吨，实际既落实资源又落实了运力的合同只有5.93亿吨。这就意味着将有近一半的“口粮”不得不依靠计划外运力来解决。

      2、公路和水路运输本身的先天不足制约了电煤运输。尽管占了煤炭运力的30，但其本身受制因素过多。如：汽车运输的成本过高、运量过小，不适合省际长途运输，且难以满足电厂的巨量需要；水路运输，除华能岳阳电厂与华电长沙电厂外，目前湘潭电厂已在建设电煤专用码头。但我省的水运受季节影响大，而且河道多年缺乏治理，难以承担大船运输。

      3、独特的水、火电季节性和坑口电站的低煤价管理加剧了运力紧张。一方面，湖南水火电的季节性长峰长谷，在全国都是绝无仅有。丰水期大量储煤，枯水期拼命出力----这是湖南火电的真实写照。为了解决“火电顶峰出力，电煤只能均匀到达”的矛盾，电厂不得不大量超标存储电煤。如：大唐在湘火电企业存煤最高时达到了230万吨；另一方面，坑口电站优势不再，常因核定煤价较低，使煤炭大量外流，而处于坐在煤窝无煤烧又不得不跑远方调煤的尴尬境地。这种大量存煤和舍近求远的煤炭交叉流动本身就是一种资源的浪费，使电厂成本增加的同时人为地加剧了运力紧张。

      二、价格倒挂和宏观调控弱化是电煤难调的次要原因
      在“市场煤和计划电”的大环境下，尽管电煤份额占了煤炭需求量的50左右，但由于统配煤矿仅占17，从而削弱了政府调控煤炭市场的效果。宏观调控的弱化与火电企业的社会责任，使火电企业在电煤调运上失去了市场话语权。
      一是电煤价与市场煤价倒挂。电煤价格是市场煤炭价格的基准，这是由于电煤耗用量和所用煤种品质所决定的，当社会煤炭供过于求时，往往电煤价格高于社会所说的市场煤价；当供不应求时，电煤价格就会低于社会市场价格。从某种意义上，电煤价格在市场中的定位反过来也可以说明煤炭供需关系状况。由于电煤采购均是大宗合同，而且为了保证全年的需要，总是在每年的煤炭订货会上就签下了大量订单。这些订单在煤价飞涨的今天绝大部分成了一纸空文。有部分大煤矿出于长期的战略合作考虑按原协议供应部分电煤外，但更多的供煤商和煤矿只会考虑获取更多的利润。矿点多、不少矿没有相应纳税资格经营权，煤矿也不愿或难以低价卖煤给电厂；有相应纳税资格经营权的供应商要么无利可图，要么因电煤价低收不到煤。然而，对于非电产业由于其产品可以即时顺价，就会一次次的抬价抢煤；代表不同集团的火电企业也会在抢煤中被迫一次次的跟风涨价，这种涨价尽管滞后于市场，事与愿违地带来有价无量、有价无质和提价不放量，但电厂还是不得已而为之。

      二是低电价高煤价催生湖南调煤保电的不断升级。南方电网电厂上网电价比湖南上网电价高出0.08元/千瓦时，折算后，煤价承受能力约高140元/吨。凭借价格优势，以华润鲤鱼江电厂为代表的南方电网电厂加大了对永兴、耒阳、娄底、攸县等地煤源的控制力度，他们参股控股省内煤矿，或者在其它公司谈好合同价格基础上轻松加价。事实上，火电企业由于来自不同集团，代表着各自利益，“窝内争资源，煤商收渔利”现象时有发生，也在一定程度上助长了煤价的攀升。

      三是政府宏观调控弱化。煤炭资源控制多元化和煤市放开后，政府一方面难以施加太多的行政干预，而更多的是通过协调或政策性的导向来缓解煤电矛盾。这种协调和政策导引在执行上就常常难以达到预期的效果。
      三、对策：多管齐下，办法总比困难多
      基于上述两大原因，要改变湖南电煤难调的局面，必须多管齐下，充分发挥政府、电厂、电网和煤矿的作用。一方面，省内能创造条件做到的，一定要不折不扣的做到；另一方面，要积极向国家层面及相关部门反映湖南的实际困难，争取政策、铁路运力和外购入电等更大的支持。

      （一）统筹安全与煤炭供需的关系，确保煤炭供需链的基本平衡。
      经济要发展，基础产业要先行。否则，经济发展就会成为“空中楼阁”。近几年来，由于关井压产，使煤炭产量增长难以跟上需求量的增长，煤炭供需链出现了断裂。单纯从安全上来看，加强煤矿的安全管理与整治无可非议，但从构造和谐的产业系统来看，煤矿受安全投入和治理周期的制约，缩量的关井压产就势必以减少煤炭产量作为代价，这就必然要打破脆弱的煤炭供需平衡。如：湖南近几年通过关井压产和提高煤矿开发准入门槛，矿井数量已减少了49。这对乡镇小煤矿产量占74.7的湖南来说，其影响是相当大的。令人欣慰的是，不久前国家高层高瞻远瞩地要求在保证安全生产的前提下加大煤矿达产力度是十分及时的，必将有利于促进经济工作的又好又快发展。

      综上所述，煤矿安全与达产必须两手抓，两手都硬。如果一手硬，一手软，就必然导致软的“一手”失势失利。因此，煤矿不仅要加强安全治理，而且有必要充分兼顾煤炭供需链的基本平衡，缩短治理周期和加快整治复产速度，从增加煤炭产量上减轻调煤保电的压力，确保煤炭产量的增长领先于单位GDP能耗的增长。

      （二）强化政府调控，从源头上保证电煤需求。
      自实行厂网分开以来，火电厂一直处于市场煤与计划电博弈的风口浪尖，对电价机制的理顺充满了期待。可为什么计划电迟迟难以转化为市场电呢?这是由我国的国情、电力的公共产品特性和政府监管的必要性所决定。我国还处于社会主义初级阶段，在计划经济向市场经济的过渡中，基础产业短期内难以形成完全竞争的市场体系。因此，在电价难以市场化、电厂燃料成本不断膨胀的情况下，电厂已无法用压缩人工成本和固定成本来瘦身自救了，毕竟燃料成本占了总成本的70。当电厂不能自救时，就只有求助于政府强有力的宏观调控。

      耒阳电厂地方煤调运有力或许可以给我们一些启迪：5月23日至6月3日，单耒阳市就累计向该厂供汽车煤48000吨，完成率达到了95。之所以完成得好，除了省政府出台的煤炭价格调节基金等政策支持外，就是得益于衡阳市在省政府“三挂钩”基础上增加了“三挂钩”（乡镇不完成摘帽、煤矿不完成关门、县市不完成考核）。同时，湖南还可以借鉴兄弟省份的一些经验，通过强化政策来调控省内煤炭调运。总之，在现行条件下要公摊社会责任，保证电煤相对易调，就有必要从制度上对煤源点划定电煤指标，实行不完成指标一票否决：在未按要求完成指标前，煤矿不得从事生产和其他经营；供煤商不得从事非电煤经营；相关官员不得升职、调迁，必要时还要摘帽等。通过这样的措施以及煤炭价格调节基金等杠杆措施，一是有利于将政府从不断升级的调煤保电中解脱出来，减少政府和企业的协调成本；二是有利于优化资源配置，发挥好坑口、路口电站的优势，从而也缓解了舍近求远的煤炭交易而产生的运力紧张；三是有利于稳定区域电煤价格，控制总体物价上涨指数。

     （三）尽快理顺煤电价格机制，至少维持火电企业简单再生产
     1、实施煤电联动。这是现行条件下不得已而为之的一种调节手段。按政策有关规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。但现在煤价已上涨数个5，离第二次联动也已有12个月了，第三次联动却迟迟得不到启动。究其原因，一是担心煤电联动会导致CPI进一步上扬，但事实上据专家的测算，如果电价提高0.03元/千瓦时，CPI也只会上升0.1－0.2。这种影响十分有限，而且电企也难负抑制CPI之重。二是担心最终波及终端销售电价。因为在国际能源日益紧张的今天，适当的提高终端电价已成必然;而且，为了推进节能减排、建设两型社会，适当提高电价也有利于抑制高耗能产业的发展。此外，如果要考虑社会稳定和农业的承受力，也可以在联动基础上对居民用电和农业灌溉用电等实行差别电价。这里需要特别指出的是，居民用电也应同样体现价值规律。目前这种基于稳定而定的电价低于社会工业用电价格，不利于电价机制理顺及与国际能源价格接轨。三是担心联动无休无止。电价的理顺必须是火电企业完全成本的理顺，而不仅是实行当前的局部成本的部分电价顺出。否则，火电企业将无法维持简单的再生产。就现行机制而言，只要是市场煤和计划电存在，煤电联动就必然存在。事实上，在煤炭价格尚具有一定上升空间的情况下，联动只是一种治标手段，只能为火电短期解困，并不能从根本上解决火电企业的电煤问题，且会推动新一轮的电煤价格上升。这是因为在现行煤炭供需不平衡的情况下，煤炭价格相对火电电价具有超前性，而相对国际煤价有时又有滞后性，但电煤价格始终落后于市场煤炭价格。

      《电力法》规定，“上网电价要弥补合理成本、取得合理利润”。在电价改革不完全和火电企业向大用户直供无法实现的情况下，实行煤电联动仅是政府依法帮企的一种被动选择。最终的市场行为应是在国家有效控制下的煤、电价格市场化。

      2、行政管制煤炭价格。按照国际管理经验，国家对能源必须严格管控，以保证能源安全。在当前上网电价没有市场化和煤炭供不应求的情况下，行政管制整体煤价尤其必要。之所以需要整体管制，是因为单纯管制电煤价格，不仅难以实质性的抑制价格上涨，而且大大增加了电厂的调煤难度。目前，湖南实施了电煤临时价格干预措施，这对电力企业短期的调煤保电有利，但随着调煤保电周期的延长，这种手段在很大程度上只能对国有统调煤矿产生制约作用，对于占我国相当份额的民营矿则收效甚微，且对理顺火电上网电价具有一定的反作用。

      3、实行政府财政补贴。2007年，湖南利用电价溢余资金对火电企业进行了适当补贴。这种方式效果最干脆，能直接缓解火电企业在电煤价格调整上的压力，问题是补贴额度的公正平衡问题和火电企业的基本投资收益尤其是一些公众上市公司的股民投资正当回报问题应得到妥善处置。

      4、缩短结算周期。巨额的电煤库存占用了火电企业大量的现金流。在燃料资金支付加快的情况下，如果不能加快结算，火电企业就会陷入现金流断链的困境。有幸的是，今年国家电监会下发了《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》。目前对湖南而言，关键是督促执行到位，并尽快减少陈欠电费、压缩支付火电企业承兑汇票的额度和周期，从而使火电厂有更多资金利用淡季购进更多的电煤，以备高负荷之需。对超容量储存电煤的企业，也应相应摊销储备新增支的成本。

      5、加大水火电互补。湖南特定的地理环境构成了现在的能源发展格局。水电虽受水情制约，是最不可靠的能源，但它是清洁能源，所以火电必然要为水电让路，且为水电补充其社会用电的可靠性，承担巨大的季节性调峰作用。电能可靠性补充对于火电来说是需要成本的，在现有条件下，火电在让路水电的同时，还要花费大量资金去储煤、维护设备和稳定职工队伍，无形中也加大了火电成本。因此，必须进一步理顺火电的价格和政策机制，才能形成水火之间的有效平衡。5月底，湖南出台了临时调整低谷电价的政策，这对火电企业减轻现有经济压力有一定的作用。最好的办法是：对火电企业出台合理的容量电价和电度电价政策，现有情况下就是执行好国家标杆电价政策。从电力结构及长远来看，湖南火电上网电价最终走向趋势是调峰电价政策。

      （四）推进煤电联营，减少煤电摩擦和火电企业经营风险
      近年来，随着火电刚性缺煤的加剧，煤电联营已成为火电和煤炭企业实现优势互补、互利互惠、共同发展的最佳途径。中国神华集团就是煤、电共同发展的一个成功范例。在自身难以自主决定产品价格时，就只有通过产业延伸来掌握上游，增强自身对产业链的控制力。此外，这种联营有利于保持能源产业链的稳定，减少煤电摩擦和火电企业经营风险，有利于煤炭资源的有序、规模开发和改善安全状况。在此基础上，火电企业还可以探索煤、电、运联营或以自营方式向相关产业链延伸，从而为发展多元化的大产业集团打好基础。此外，在煤炭资源的分配上，各级政府应大力支持现有火电企业参股或控股煤炭资源的重组工作；各火电企业也应积极争取政府的理解与支持，主动寻求资源和加大煤炭资源开发力度。

      （五）推进能源多元化战略，降低电煤的依赖度
      2007年，湖南规模工业煤炭消费总量占规模工业能耗的60.0，但天然气、液化天然气等清洁能源的消费量合计仅占规模工业能耗的1.1；水电、太阳能、生物质能等优质能源的生产和消费比重都过低，尤其风能、核能的开发和利用，还处在初始萌芽阶段。这就意味着，湖南工业对煤炭的依赖过重。如果要根本上改变电煤难调的局面，就是推进能源多元化战略，改善电源结构，从而减少电煤依赖。如：积极发展清洁、高效、污染少，温室气体接近零排放的核电；开发风电、水电等清洁、优质等可再生能源等。此外，大力发展循环经济，加强用电侧管理，合理调配水利资源，加大节能减排力度等，也可以降低对电煤的依赖程度。

      （六）多渠道开辟运力，优化运力调配
      一是加快建立现代物流，通过先进的物流管理来减轻电煤铁路运输的压力；二是积极与铁路部门沟通，尽量减少计划外裕量，在运力计划安排上加大电煤运输的倾斜；三是加快公路建设，进一步提高公路运输的能力；四是开发水运资源，对于能用水路运输的货物及区域尽可能利用水路运输，以减轻铁路运输压力。华能岳阳电厂、湘潭电厂、华电长沙电厂等均可以通过水路运煤。湖南的水运资源湘北丰富，湘中、西、南相对短缺。在经历了几年萎缩后，湖南水运正在逐步复兴，目前已基本形成以洞庭湖为中心，以湘、资、沅、澧为主干，沟通全省，通达长江的航道网络。如果进一步加强河道治理，像汽车煤运输一样建立水运绿色通道，鼓励货物水路运输，以挤出铁路运力，让给无水路运输的企业，从而合理配置铁路、水运和公路等运输资源。此外，还可以通过电网侧，以引电入湘替换部分电煤入湘，进一步缓解运力和煤炭需求的刚性不足。

      （七）建立煤炭战略储备和应急预警机制，减轻电厂存煤压力
      近几年的煤电矛盾已成了政府、企业和社会各界关注的焦点。既然电价需要强有力的计划管制，那么国家是否应该有效的调控煤炭市场来平抑煤价的无序上涨呢？显然，国家对煤炭建立了如同粮食储备的战略储备机制，那么煤电矛盾可以得到有效缓解。也就是说，当煤炭价格突然上涨导致囤煤现象出现时，可以通过抛售储备煤来平衡市场。根据专家分析，现在提出的20天煤炭储备的时间是偏低的。考虑到夏天的用电高峰期往往长达1个多月，而湖南的煤炭运输条件较差，加之水电受季节性来水影响，存煤必须在2个月以上方可调剂水电的长峰长谷。按照这一储备容量，在机制上除了由电厂等用煤企业自行储备外，政府也有必要封存一定的煤炭资源，包括电煤运力资源，也应该有一定的储备容量。

      此外，根据近几年应对用电紧张的情况，还有必要建立应急预警机制。一是明确电厂在燃煤库存降到何种程度时，可以启动应急预警方案，向电网申请合适的开机方式和负荷率；二是明确电网可以根据全省电煤库存和来水状况等，提前进入有序限电状态，从而避免大面积的盲目停电；三是明确应急状态下，在政府的引导下，实行“以煤定电，以电定产”，从而极大地调动各方未雨绸缪、早预防早行动，避免大面积拉闸限电事件的发生。

      总之，有效的煤炭储运战略储备和科学的应急预警机制，必将对我国每年顺利的迎峰度冬夏及应急各种一次能源紧缺发挥十分积极的作用。
      （作者罗日平系大唐湖南分公司副总经理）