|
2010年電煤合同談判還在緊鑼密鼓地進行，多個省份的電煤供應卻已經告急。
入冬以來，隨著天氣轉冷，國內多個省份，尤其是湖北、湖南、江西和安徽等省份的電力供應形勢比較嚴峻，其中主要的原因就在于經濟復蘇超預期導致的電煤供應偏緊。由此也引發了人們對新一輪“電荒”的擔憂。
“電荒”隱憂的背后不只是供求關系，更深層次的是煤電價格形成機制。專家指出，種種跡象表明，明年煤價上漲已成定局，預計漲幅會在5%至10%之間，一旦煤價上漲超過一定幅度，就必須及時啟動煤電聯動，上調電價，以消除“電荒”隱憂。
聚焦 1 湖北、湖南等省份現“燃煤之急”
來自鐵道部的數據顯示，目前全國349家直供電廠存煤只有2700萬噸左右，每天的耗煤量則達到230萬噸以上，可耗天數不足12天，個別電廠不足3天，京津唐電廠存煤也不足6天。
“就全國而言，目前電煤供應的總體情況是偏緊，甚至供不應求。華中地區由于只能依靠國內煤補給，電煤的供應尤為緊張。”中國煤炭市場網專家李朝林告訴《經濟參考報》記者。
12月12日，華中地區的湖北省開始停限工商業用電，敲響了入冬以來電力供應的警鐘。緊接著，武漢市于15日啟動電力供應橙色預警，首批對600余家工業企業實施限電。17日，武漢市又向景觀燈發出了“熄燈令”，這是該市近5年來首次因缺電關閉景觀燈。
據湖北省經濟委員會發布的電力主網運行情況顯示，全省限電量一路攀升，至12月21日已達到4650萬千瓦時。
限電背后，一個很重要的原因便是電煤供不應求。據了解，湖北省9至11月火電機組發電量高達83億千瓦時，相當于比去年同期多消耗400萬噸電煤；進入11月份后，電煤耗量繼續處于高位，日均耗用電煤10萬噸左右，但近期日均來煤不足8萬噸，庫存直線下降，漢川、荊門、青山、沙市等電廠存煤已低于緊急警戒線。
同處華中的湖南省的供電情況同樣不容樂觀。上周，湖南電網日最大負荷均在1350萬千瓦以上，日電量均超過2.75億千瓦時，其中15日最大負荷達到1443.6萬千瓦，日電量為2.91億千瓦時。
電煤供應方面，湖南全省電煤庫存截至12月17日為186萬噸，而去年同期是380萬至390萬噸。目前，全省每天消耗電煤8萬噸以上，而據湖南省經濟委員會預計，湖南省今冬電煤日調入量需達到9萬噸以上，才能基本滿足電煤平衡。
《經濟參考報》記者同時獲悉，河南、山東、江西、重慶等省份也都出現了不同程度的電煤緊缺。
截至12月16日，江西各發電企業用煤儲備約為100萬噸，離省電力主管部門提出的“迎峰度冬”電煤庫存要求相差了130萬噸。重慶市經濟委員會21日發布的今冬明春電煤情況半月通報顯示，12月上半月，全市主力電廠共購進電煤62.8萬噸，消耗72萬噸，供耗缺口9.2萬噸，日均缺口0.6萬噸。而河南省在12月初還曾因為缺煤造成137萬千瓦容量機組停機。
聚焦 2 電煤供應跟不上經濟復蘇節拍
“冬季是煤電需求的高峰期，通常這個時候都是電煤供應偏緊的態勢。受經濟復蘇強勁等因素影響，國內電煤需求大增，但供應卻沒有跟上，這導致了今年冬天用煤偏緊的局面。”李朝林告訴《經濟參考報》記者。
今年以來，我國經濟處于增長加速的進程中，經濟企穩回升拉動了電力及電煤消耗。電企發電陸續回暖，特別是東南沿海地區電力企業發電開足馬力，電力、冶金等下游產業陸續回暖，對煤炭需求進一步增長，進入冬季以來，企業生產和居民消費用煤使得電煤、動力煤需求增加。
國家能源局提供的數據顯示，11月份，全國全社會用電量3283.88億千瓦時，環比增長4.77%，同比增長27.63%，同比增幅比10月份上升11.76個百分點，增速加快。中電聯預計，2009年全社會用電量將達到3.61萬億千瓦時，同比增長4%至5%左右。
來自秦皇島港的數據則顯示，截至12月21日，秦皇島港煤炭庫存量為532.50萬噸，其中內貿520.73萬噸、外貿11.77萬噸。這一數值與此前11月上旬的庫存最高量830萬噸相比，大幅下降了36.1%，創近兩個月新低。
“受今年冬天惡劣天氣影響，部分地區交通受阻，電煤運輸困難；居民采暖提早，用電量增長，煤炭需求增加。目前，電煤的價格在上升，而庫存在減少，賣方市場的特征非常明顯。”李朝林說。
今年，由于山西省同煤集團等重點煤炭企業采取了以銷定產的措施，煤炭產量由于合同沒有很好地落實而受到限制；地方煤炭企業由于安全治理、資源整合等原因處于停產和半停產狀態，有效產能發揮不足，造成煤炭貨源調進數量沒有增加。
與此同時，大同及周邊地區的民營中小型煤礦雖然基本上已經和重點煤炭企業簽訂了整合重組協議，但要整改合格，正常生產還需要一段時日。這些都造成了煤源地的供應能力相對不足。
“此外，由于冬季枯水，水電受到制約，發電量下降，導致了對火電的需求在持續上升，這也對電煤供應產生了一定影響。”李朝林說。以湖南省為例，目前湖南大型水庫水位較去年同期均有下降，其中柘溪水庫水位155米左右，而去年同期是169米，下降14米之多。
另據國家能源局的數據顯示，11月份，水電發電量5196億千瓦時，同比增長5.1%，比1至10月份下降3個百分點；而火電發電量26683億千瓦時，同比增長4.9%，比1至10月份提升3.1個百分點。
聚焦 3 煤電價格形成機制待理順
雖然近期用電量及用煤量大幅攀升，主要受國內經濟復蘇、用電需求強勁、今年寒潮提前、取暖負荷上升較快等因素影響，但專家指出，理順煤電價格形成機制才是改善電煤供求關系，解決“煤荒”和“電荒”的治本之策。
“表面上看，此輪電煤供應偏緊受供求因素影響較大，但如果煤價未來保持上漲，而電價沒有理順的話，那么機制將成為最大的隱患，需要警惕更大范圍的‘煤荒’和‘電荒’。”廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強說。
業界普遍認為，明年的電煤價格還是看漲，預計幅度在5%至8%左右，更有人士預計將達10%。而一旦明年煤價上漲，就會給電價上漲構成壓力。
目前，國內煤炭價格已經部分實現了市場化，但電力價格卻仍是管制的。前幾年，因為煤炭價格上漲而電價未能上調，造成電力企業虧損嚴重，全國范圍內的“電荒”基本上年年都會有。
“出現電荒的原因就在于‘市場煤、計劃電’，因為煤價的漲幅超出了電廠的承受能力，導致它們沒錢去買煤。盡管目前煤價上漲的幅度還比較溫和，電價的水平對電廠來說也比較合適，煤電矛盾尚未充分暴露，但仍然有必要保持警惕。”林伯強說。
為理順煤電價格形成機制，從2004年開始，國家通過實施煤電聯動來緩解電廠的困境，即，當煤炭的價格累計變化幅度連續在6個月以上超過5%時，通過調整電價來彌補發電企業成本的增加。不過，這一機制未能得到很好的執行。
國家發改委近日下發通知稱，2010年度煤炭視頻會、銜接會以及匯總會全部取消，2010年度以后，煤炭和電力企業將完全自主進行煤炭價格的談判，煤電雙方在即日起30天內完成產運需銜接。
有觀點認為，此舉意味著長達16年的煤炭價格管制宣告結束，政府將繼續推進煤炭價格市場化，但林伯強卻表示，明年的合同簽訂情況估計還是會跟今年差不多，雙方的博弈將更加激烈，不管最終談判結果如何，重要的是嚴格執行煤電聯動機制。
聚焦 4 “煤荒”會是一場“持久戰”？
隨著電煤需求日益旺盛和部分電廠存煤吃緊，鐵道部近日要求，到今年年底前，全路電煤裝車每天要按照3.8萬車組織，其中京津唐地區要達到2550車，保證首都用煤需求。另外，對目前存煤量較低的江西、湖南、湖北、山東等省，相關鐵路局要加大計劃安排和運力傾斜力度，積極協調電廠提前多儲煤。
與此同時，為積極應對電煤供應緊張的嚴峻形勢，目前相關省份也正在采取一系列應急措施。湖北、湖南、江西和安徽等省份紛紛召開2009年電力迎峰度冬工作，省內各部門也正在全力謀劃全省煤電運的應急保障工作。
林伯強在接受《經濟參考報》記者采訪時表示，雖然冬季是用煤高峰期，但目前電煤供應偏緊的局面應該只是一個短期現象，中國煤炭的產能是沒有問題的，一旦加大生產能力，相信供應就會馬上跟上。
對此，李朝林也表示，由于山西等地的煤炭產能逐漸恢復并向好，電煤供應緊張的局面有望得到緩解。
雖然專家持樂觀態度，但電煤供應緊張的預期依然存在。中商生產力流通促進中心煤炭行業分析師李廷認為，明年是山西省煤炭資源整合具體實施年，山西省原煤產量增長將受到影響，全國煤炭生產重心將會進一步西移，再加上短期內陜西、內蒙、寧夏等省區鐵路煤炭運輸瓶頸將繼續存在，將在一定程度上加劇中東部地區煤炭供求矛盾。
來自電力公司的預測也顯示，電煤供應問題仍將持續一段時間。湖北省電力公司預計，全省2009年12月至2010年3月火電需發電241億度，約耗電煤1157萬噸，而理想估計來煤量僅940萬噸，即使將現有庫存煤炭全部耗用，依然有76萬噸左右的電煤缺口，電煤供應嚴重不足，明年一季度電力供應將依然緊張。 |