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电企出资并购上游企业,并非解决矛盾的关键。煤电双方企业是上下游关系,一方盈利就意味着另一方的高成本。
一年一度的煤电谈判在经历了长达8个月的“顶牛”之后终于以宣布破裂告终。国家能源局副局长吴吟日前向媒体透露,将取消一年一度的煤炭产运销衔接会,取而代之将是煤电双方签订长期电煤合同,这将是今后的发展方向。此外,也有消息称政府关于协调相关意见已经制定完毕,有望近期出台。对此,《中国能源报》专访国务院研究室综合司副司长范必,他表示,未来一年“煤电联动”估计还会继续,但不会是长久之计。
纠缠价格已经没有意义
中国能源报:此番煤电谈判以破裂收场,业界普遍认为还是价格问题。您认为,要解决这个问题,谁能说了算?发改委?国资委?还是真的由市场来决定?
范必:实际上,现在再来纠缠价格问题已经意义不大,造成煤电矛盾的是体制问题,也并不是某一个权威部门发一句话就可以解决,问题远比这复杂。
综观从煤、电、运产业链整体以及政府行为可以看到,市场机制没有在处理煤电关系中发挥应有的作用。已经放开的“市场煤”市场机制不完善,推动了煤炭价格虚高,电煤物流中间环节多,铁道运力市场化程度低,成为煤炭加价的重要因素;尚未放开的“计划电”无法建立起市场价格传导机制,提高了成本和中间加价,压缩了电厂利润空间。煤炭从坑口运到电厂,再变成电送到用户,经过的每一个环节都纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租、看得见的手与看不见的手等等“剪不断、理还乱”的复杂关系。
因此理顺煤电价格形成机制,关键还是需要按照科学发展观的要求,运用统筹兼顾的方法,全面考虑煤、电、运上下游各个环节的关系,建立和完善电煤市场、电力市场、运力市场,转变政府管理方式,做到市场秩序规范,交易公开透明,政府监管有效。
运力才是打破僵局的关键
中国能源报:有人说,中间商是导致煤电谈判道路上的最大障碍。那么您认为,扫清这个障碍是打破僵局的最主要手段吗?
范必:我国煤炭资源主要分布在华北、西北地区,消费地集中在东南沿海发达地区。电煤主要从北方产地出发,经公路、铁路运输,集结至北方沿海港口,再经水路运往东南沿海地区。总体上看,我国电煤物流环节较多、管理方式粗放、效率低下、市场透明度低,物流成本已达到电煤消费价格的30—60%,下游企业不堪重负。电煤运输的瓶颈主要是铁路。电煤运输大约占全国铁路货运量的一半以上,铁路运煤分为计划内车皮和计划外车皮。2007年铁路计划内煤炭运力是8.4亿吨,其中电煤6.4亿吨。
计划内运煤合同执行率仅有70—80%,而实际铁路煤炭运量达14亿吨。计划内运煤可执行国家规定的运输价格,计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价,很多铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利,这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费,大大提高了运输成本。煤炭供需关系越紧张,运输中间环节的放大作用越明显,这也是去年迎峰度夏时节,山西煤运到秦皇岛价格翻一番的重要原因。因此,运力对理顺煤电关系有着决定性的影响。为了保障煤炭交易能够获得足够运力,可以考虑将电煤计划内与计划外运力并轨。按照“管住网、放开运”的思路,先核定铁路电煤运输的基础运价;同时,以电煤运输为主的铁路线路开展试点,整合铁路系统现有的“三产”、“多经”和其它中介企业,成立若干家铁路煤炭承运公司;将承运公司的运力制作成交易品种,纳入全国电煤交易市场进行交易;运输完成后,承运公司按基础运价向铁路部门交纳过路费。
煤电联动难为长久之计
中国能源报:随着大量煤企被收编,国资委批准了一些央企涉足“与电力相关的煤炭等一次性能源开发”,煤电一体化是否能美梦成真?
范必:鼓励煤电一体化的目的是,促进发电企业与煤炭企业形成风险共担、利益均沾的合作格局。但电力体制改革的方向是发、输、配、售分开经营。煤电一体化促进了一些大型发电集团向上下游延伸,从实践中看,全国现有煤炭资源大都分配完毕,电力企业很难拿到优质的电煤资源,已经拿到的资源在短期内也很难形成生产能力。
电企出资并购上游企业,并非解决矛盾的关键。煤电双方企业是上下游关系,一方盈利就意味着另一方的高成本,煤电一体化使电力企业降低了经营效率,增加了经营风险,在原有辅业、多种经营包袱没有卸掉的情况下,会增加新的包袱。同时也不利于煤矿企业实现真正的优胜劣汰和优势整合。
中国能源报:眼看着2010年煤电谈判又要拉开战幕,双方都寄希望于“煤电联动”。“煤电联动”能够解决双方矛盾吗?
范必:“煤电联动”机制指的是上网电价与煤炭价格联动,销售电价与上网电价联动,消化电煤涨价因素,这也是目前最常见的一种建议。然而很明显,联动方案无法全面反映煤炭涨价因素。国家发改委2004年颁布的“煤电联动”办法规定,以2004年5月底的电煤车板价为基础,原则上以不少于6个月为一个周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%,相应调整电价。联动的标准为煤价涨幅的70%,另30%的涨价因素由电力企业消化。由于2004年以来煤炭连续大幅度上涨,发电企业已经无力承担30%的煤价上涨因素。
其次联动调节具有被动性和滞后性。由于“煤电联动”是一种人为裁量和操作的定价机制,当通货膨胀压力较大时(如去年上半年),调价呼声虽高,但调价余地较小;当通货紧缩压力较大时(如今年以来),为避免增加工商企业负担,调价仍难以实施。因此,最近几次实施煤电联动,批准提高电价的作用仅限于缓解电力企业的燃“煤”之急,无法反映电力企业的实际用煤成本变化。
中国能源报:但也有专家对此提出质疑,市场煤和计划电要实现联动几乎就是不可能的,对此您有何看法?
范必:这种说法也有一定道理,“煤电联动”容易导致煤、电单向涨价。在电煤价格谈判中,煤炭企业认为,不论电煤价格涨多少,电力企业早晚都可以通过联动“顺出去”。况且煤炭已经市场化,应当根据市场情况调整价格,如果认为价格不理想也可以不卖。近年来,发电企业投资规模较大,财务费用高,资产负债率已超过80%,尤其是火力发电企业,燃料成本居高不下。为了保障经济发展和人民生活需要,不能停机停电。遇到迎峰度夏、迎峰度冬、“两会”、奥运会等重点时段,不论煤价多高,发电企业都要购煤发电。因此,在电煤谈判中,发电企业对煤炭涨价大都只能被动接受,把摆脱困境的希望全部寄托在“煤电联动”上。供电紧张时要求国家涨电价,供电富余时要求国家解决遗留问题,还是要涨电价。
照目前的情况看,可以预见“煤电联动”估计还将继续,各方都还在观望。但如果继续执行“煤电联动”办法,在短时间内和一定程度上能够缓解发电企业亏损压力,却无法使他们真正摆脱困境。电价上涨后,随之而来的将是煤炭新一轮涨价,电力企业再次提出“煤电联动”要求,最终促成煤电轮番涨价。这一轮番涨价规律已被过去几次“煤电联动”所证实,而每联动一次,下游工商企业将承担更大的电费负担。因此,“煤电联动”也难以作为长久之计。
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12月16日,国家发展改革委召开12月新闻发布会,回应煤价相关问题。
今年受到高煤价影响,很多火电企业陷入利润下滑甚至亏损的困境,多个省份开始调整电力市场化交易价格区间,11月2日,中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在国家电网调研时表示,政府要依法加强对煤炭价格的调控,加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。近期,多地部署2022年电力交易工作,明确2022年实行煤电联动机制。实行电价与煤价联动,可以合理体现发电、用电的成本,降低市场风险。
今年受到高煤价影响,很多火电企业陷入利润下滑甚至亏损的困境,多个省份开始调整电力市场化交易价格区间,11月2日,中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在国家电网调研时表示,政府要依法加强对煤炭价格的调控,加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。近期,多地部署2022年电力交易工作,明确2022年实行煤电联动机制。实行电价与煤价联动,可以合理体现发电、用电的成本,降低市场风险。
年度电力直接交易价格采用“煤电联动”机制,实现交易价格与电煤价格联动。取4500千卡/千克动力煤价格700元/吨(含税)为基准,每月20日月度电力直接交易组织时,以国能宁夏煤业公司发布的最近一期动力煤调价通知价格作为参考,动力煤价格每下降60元,次月年度长协分月电量交易价格下浮30元/千千瓦时。
为切实保障四川省经济发展和民生用电需求,保障电力系统安全稳定运行和全省迎峰度夏度冬电力供应,今年8月四川省经济和信息化厅等10部门联合印发了《四川省2021年度迎峰度夏(冬)电煤电力保障供应九条措施》,四川省发改委出台了对四川统调燃煤火电企业实施临时补贴以及燃煤发电市场化配比电量电价浮动等政策。
中国电煤采购价格指数(CECI曹妃甸指数)第1336期
中国电煤采购价格指数(CECI曹妃甸指数)第1335期
此轮煤价上涨,主要是部分电厂空单及刚需采购需求释放,而贸易商手中的低价货源偏少,促使市场出现短暂的供不应求现象,拉动煤价出现5-10元/吨的一小波行情,部分贸易商接机出货。在市场出现短暂亮点的同时,隐忧仍在;目前,在环渤海港口,还有大量中低卡的长协煤由于价格达不到下游要求,而无人问津
中国电煤采购价格指数(CECI曹妃甸指数)第1334期
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