数月来坊间一直盛传的电价上调消息，终于在11月30日尘埃落定。

　　国家发改委选择的发布时机颇有看点；其调整内容，既在意料之中，又在意料之外。

　　调价动向其实早露端倪。在2011年9月的一次内部会议上，发改委价格司官员曾表示，“如果确实(煤电)矛盾过不去，调价要选择合适时机，原则上四季度靠后边一点”。

　　各方的担心显而易见：要实现全年的CPI目标，四季度非常关键；另外，年度煤炭合同谈判即将开始，此时上调电价，恐会给煤企涨价找到籍口。

　　10月份国内CPI同比上涨5.5%，创5个月内新低；业界预测，11月份“破5”已毫无疑问，CPI可能在4.3%~4.5%间，这无疑给决策部门吃了定心丸。

　　另一方面，则是煤电矛盾愈演愈烈，火电亏损名单越拉越长，山西、山东、中部六省、东三省，云贵渝全面亏损，西北部分省亏损；不仅是小机组亏损，亏损范围已向30万KW甚至60万KW主力机组蔓延，崩溃已在眼前。

　　此次，发改委调整电价同时，也颁布了新版煤炭“限价令”。

　　业内人士指出，中国的煤企，已经形成了以省为单位的“区域垄断”，而不是期待中的彻底市场化；这导致煤企在与火电的博弈中，议价能力大大增强。

　　煤电联动，似乎走回了计划经济的老路；此次“临时输液”般的调价，其效果如何，仍然有待观察。

　　煤价狂涨 火电巨亏

　　此次调价前的11月24日，山西中南部13家火电企业老总集体赴京，要求上调电价的举动，成为该政策的出台的前奏。今年1~10月，这13家电厂累计亏损32.89亿；燃料欠账已达37.95亿元，很难从煤矿赊购到电煤。

　　山西省电力行业协会常务副会长李建伟告诉《财经国家周刊》记者，山西境内电厂被划为坑口电厂，上网电价很低；2009年山西省进行煤炭整合后，小煤窑被关闭，电厂不得不采购大矿的高价煤。

　　山西电监办提供的资料显示，自2006年至今，全省24家重点发电企业到厂标准煤价已上涨了150%以上。

　　今年1~8月，五大发电集团火电亏损了230亿元。

　　转折点出现在煤价狂涨的2008年：2007年时，五大集团还实现了火电利润241亿元；但2008火电则亏损了近473亿元；2010年亏损139亿。

　　《财经国家周刊》记者从大唐集团了解到，今年1~8月，该集团88座火电厂中，62座亏损，亏损面70.5%，亏损额高达64亿元；其中，28座火电厂已经资不抵债，其装机容量占到集团全部火电装机的四分之一。

　　2003年时，大唐集团的火电成本费用占比中，燃料、薪酬及管理费用、财务费用三项，分别是46%、20%和8%；今年1~8月，则变为65%、7%和9%——燃料成本大幅上升、薪酬占比大幅下降，形成鲜明对比。

　　“资金极其紧张，拆东墙补西墙”。大唐集团内部人士告诉《财经国家周刊》记者，目前火电企业的融资手段，主要是依靠抵押、质押和担保借款；不仅分公司、子公司替困难基层企业借款，集团公司也替困难基层企业借款……

　　要赊购必须出高价，低价煤必须现款采购，“越没钱，越买不到便宜煤”。到今年8月末，大唐已拖欠煤款78亿元。

　　火电的资金困境，亦拖累了其他工作。目前，大唐三门峡、虎山和攸县三个百万KW以上的火电项目，虽然发改委已经核准，但因资金紧张，迟迟无法开工。

　　中央财经大学煤炭上市公司研究中心主任邢雷告诉《财经国家周刊》记者，今年前三季度，56家电力上市公司整体流动比和速动比分别为0.74和0.60，比去年同期的0.80和0.68均有所下降。

　　“不是没有煤，是没有钱。”江苏省一家火电厂高管连声叫苦，“30万KW机组的煤价盈亏平衡点，技改后能够达到1000~1020元/吨；60万KW机组盈亏平衡点在1200元/吨左右”。据其介绍，目前煤炭到厂价已经达到1200元/吨。

　　“在死亡线下挣扎”，该高管告诉《财经国家周刊》记者，目前煤企均要求“先付款后发煤”，厂内2台30万千瓦机组每天要烧掉6千吨煤。每天亏损60万元，一年亏损2亿元，“目前银行已经贷不到款了”。

　　争议限煤价

　　有业内人士称，此次上调电价，可为火电企业每年增收600亿~700亿元，火电能放心过个“暖冬”。

　　“上网电价2.6分这个涨幅，还是比较大的，但还是不足以弥补历史欠账；另外，明年要开始实行新的排放标准，脱硝要大量投入，此次出台的每度0.8分脱硝电价明显过低，应该在1.5分以上才对”，中电联一位专家表示。

　　上述中电联专家对此次的调价结构亦表示不解：“电价倒挂最严重的地区，比如山西，才涨了3分左右，按照目前新电价还是亏损的；东部沿海地区江苏、浙江、福建、广东也上调，但这些地区的电厂本来就是盈利的”。

　　调价的原则，应是通过电价激励发电企业积极性，使发电有利可图，缓解电力供应紧张，倒挂严重、缺口大的地方应该多调。

　　“山西、河南、湖北、江西、湖南这些缺电严重的地方，此次火电调价却并不高”，该专家认为，“还是亏损，虽然调价后积极性会高一些，但能不能刺激发电企业多发电，还需观察”。

　　“会哭的孩子有奶吃”，上述人士形容，“不会哭的依然饿着”。

　　更值得关注的是，发改委此次亦为煤价设定了“天花板”，要求从2012年元旦起，把环渤海5500大卡电煤的市场价控制在800元以内；但却允许合同煤明年可上涨5%。

　　据国家发改委监测，反映市场煤炭价格走势的环渤海5500大卡动力煤价格11月23日为每吨850元，比年初上涨74元，涨幅为9.5%；

　　涨电价，可以看作是“煤电联动”政策的重启，不足为奇；但后一条“限煤令”，却引发是否与市场化方向背道而驰的争议。

　　中国煤炭经济研究会秘书长赵家廉告诉《财经国家周刊》记者，此次调控方案可圈可点的地方，一是上网电价和销售电价同时调整，非居民销售电价此次每度上调了3分；二是要求限煤价，清理地方上的诸多煤炭基金。

　　发改委的发文中，要求严格按照规定清理涉煤基金和收费。文件要求，省级人民政府对煤炭征收的价格调节基金和其他基金、收费项目，征收标准合计不得高于国务院批准的山西省煤炭可持续发展基金每吨23元的征收标准，不得对省内外用煤实行不同标准；超过每吨23元、以及对省内外实行不同标准的，必须在2011年12月31日前进行整改。

　　发改委此次剑指的“煤炭基金”，牵扯到地方政府和中央的博弈。上述中电联专家表示，此举的执行结果不容乐观，“去年年底，国家也要求电煤合同一律不准涨价，但实际上照涨不误”，“这次的方案没有说怎么监督执行，也没有具体的处罚手段”。

　　“这次想一揽子解决问题，发改委初衷是好的”，赵家廉说。 

　　而从历史经验看，面对限价令，煤炭企业自有应对办法。“兰州牛肉面不是也曾限价吗？限价后里面的牛肉就越来越少”，上述中电联专家打比方。中商流通煤炭分析师李廷告诉《财经国家周刊》记者，他对限制市场煤的执行情况表示担忧。早在2008年6月和7月，国家发改委先后对市场煤进行限价，结果越限越涨。

　　邢雷亦对重点合同煤的执行情况持不乐观态度。重点煤合同价格上涨5%，意味着明年5500大卡重点合同煤价格将达525元/吨，与市场煤800元/吨相差太远，“很可能仍会出现大量不履约或倒卖合同煤情况”。

　　仍是治标

　　“依然是价格管制的思路”，邢雷表示，“限价是非市场的手段，是计划经济的做法，而且起的作用很有限。有些电力企业或者煤炭企业甚至把合同拿到市场上倒卖，赚取差价。管制是在没有办法的情况下，可以短期使用，但最好还是通过市场化的办法解决”。

　　邢雷认为，目前最能解决困难的有效办法是“煤电一体化”；长期来看，还是要靠煤炭和电力市场化改革。

　　但是，亦有诸多专家认为，“煤电一体化”不可取。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉《财经国家周刊》记者，长远看其是“回避矛盾的做法”。

　　这些专家均认为，解决煤电矛盾的关键，还是要理顺煤价和电价，走向完全的市场化。对目前而言，就是把半拉子的电力体制改革进行到底。

　　大唐集团一位高管认为，不能及时、足额到位的煤电联动，其实已经走入了死胡同，尤其是“联动时要求发电企业消化煤炭涨价30%”的规定，更是把火电企业拖向了深渊。

　　从2004年到2011年7月，大唐因为“消化煤炭涨价30%”减少利润600亿元；而煤价上涨电价不及时调整，也减少利润436亿元。

　　以此推算，8年间五大发电集团为此共减少利润2700亿元，全国火电行业减利约5300亿元。

　　目前，中国火电煤耗已达世界先进水平，再“消化煤炭涨价30%”事实上已没有下探空间，其已经成为火电全面亏损的首要原因。大唐集团建议，尽快废止“消化煤炭涨价30%”的规定。

　　中国最大的电煤生产商神华集团亦认为，电力紧张、煤电矛盾一再出现的主要原因有二：一是电力需求增长超出电煤供应能力的增长，煤炭市场多年始终处于紧平衡状态；二是煤电矛盾的本质是价格问题，原因正是“计划电、市场煤”的体制。

　　神华集团一名高管称，解决煤电矛盾，首先必须控制高耗能需求的过快增长；其次要鼓励煤炭进口。

　　今年以来，我国电力供应增长较快，但诸多地区出现电荒，有的电力供应缺口达25%以上，“主要原因是高耗能行业用电增长较快。”

　　神华集团还建议，国家应把煤炭资源向国有大型企业倾斜，因为这些企业在安全、环保、资源回收上更有优势，在尽社会责任、经济责任和政治责任方面更有大局意识。

　　神华提供的资料显示，神华71%的电煤供应量，是按照合同价提供给了大唐等国有大型发电企业，5500大卡的电煤合同价，每吨比市场价低出200元以上。仅此，神华每年向下游企业让利200亿元以上。

　　但是，上述中电联专家却指出，近几年来，全国和各省频频推出的煤炭资源整合，正是造成煤价居高不下的主要原因，“已经按省为界，形成了区域垄断”，“中国电煤价格，每吨已经高出美国200多元”。

　　“煤价也需要听证”，今年9月召开的长沙电改座谈会上，一电力企业高管振臂疾呼。

　　中国能源研究会出版的《中国能源发展报告2011》中指出，要解决目前的电力行业怪现状，必须采取一系列“组合拳”，包括加强电煤市场监管、严控各种不合理收费，完善和落实煤电联动，推动煤电一体化，对高耗能产业实行用电加价，取消煤炭“双轨制”，推进铁路运输体制改革、取消计划电量分配、促进大用户直购电等等。

　　“此次调控，仍属治标不治本，煤电矛盾依然没有得到根本解决”。国家电监会价财部一官员告诉《财经国家周刊》，“这些话题已经不新鲜了，从过去几年的煤电联动效果看，这次也不容乐观”。

　　“一些政府官员，已经习惯于用计划思维来解决市场问题”，上述中电联专家认为，“把市场这个30多年实践证明最好的资源配置手段和机制给忘记了”。

　　“目前，没有任何迹象表明政府会使电价制定走向市场化”，该专家悲观地认为，“五年之内很难看到大进展”，这位一直强调不愿实名的电力专家称，“既得利益群体很强大，他们使得电力体制改革裹足不前”。

　　“这种调控方式能不能有效果，还得拭目以待，等到明年7、8月份迎峰度夏时，假如能把煤价抑制住，也不发生电荒，就说明政策达到了效果”，上述电监会价财部官员称。

　　“但是，这次提高电价，对抑制高耗能行业的不合理电力需求、促进经济结构调整、缓解发电企业财务压力，都有着积极作用”，该官员表示，“看问题还是要有积极思维”。

　         “海进江”传奇

　　因为煤炭资源和铁路运力紧张，华中部分电厂被迫采取了海江联运，把秦皇岛下水煤通过长江逆流运回华中

　　文/《财经国家周刊》记者 刘丽丽

　　“‘海进江’的煤成本是高，但至少有”，华电长沙发电公司副总经理何辉对《财经国家周刊》记者如是说，“要先保证有吃的”。

　　所谓煤炭“海进江”，是指煤炭从大秦线运抵秦皇岛港后，经海运到江苏江阴或者南通等港口换船，再逆长江而上，转运至沿江各港口，再辗转运到华中等地的各大火电厂。

　　“三千里路云和月，二十五天海进江”，湖南省经信委主任谢超英笑称，这跨越大半个中国、行程达4000多公里的电煤堪称来之不易。

　　缺煤的华中尤其是湖南、湖北和江西，一到冬天枯水季，各大火电厂就叫苦不迭；湖南的传统煤源，主要集中晋陕蒙和河南、贵州等产煤大省；但是今年，河南、贵州等省自身也发生“煤荒”，已采取措施限制煤炭出省。

　　而要从晋陕蒙加大调煤量，只有通过南下的太焦柳、京广、京九三条铁路，但其条条运力紧张，只能满足30%的运力。

　　没辙间，就逼出这么一条“绕圈”的运煤生命线。通过“海进江”运来的煤，目前已占到长沙发电有限公司用煤量的三分之一，此前这种现象从未发生。

　　其他三分之二，一半靠铁路调入，一半则靠湖南组织本省煤源。

　　正值冬季用电高峰，鄂湘赣等严重缺电省的官员们，正奔波在“调煤保电”的路上。

　　“海进江”运来的煤炭，要比铁路直接运来的贵150元左右，但有胜于无。 “‘海进江’运煤，非常不科学，环节多、效率低、污染大、费用高”。中央财经大学煤炭上市公司研究中心主任邢雷认为。

　　邢雷主张，应该建设一条从蒙西到湘鄂赣的北煤南运铁路专用运煤通道，“和大秦线一样的”，彻底解决华中煤荒、电荒问题。

　　有消息称，这条以鄂尔多斯准格尔旗为起点，到湖北荆门的“准荆货运通道”，已经完成了前期勘察测绘工作。

　　湖北省经信委有关官员向《财经国家周刊》表示，这条运煤大通道的动工和建成还需要数年时间，这数年间的电煤供应形势不会发生明显改善，“海进江”作为不得已的选择，还将继续下去。

　　因为有了“海进江”，华电长沙发电公司的电煤供应今年还算正常，导致该厂今年的发电量远超去年同期，9月份就完成了湖南经信委下达的全年任务，“因为一直没有缺煤停机”。

　　但是，无煤着急，有煤亦急：加上运费，到厂的“海进江”标煤单价已经突破1200块钱。这意味着，发得越多，赔得越多。

　　为了本地经济发展和社会稳定，湖南地方政府已经拿出资金补贴火电企业，保证电力供应。

　　国家能源局一位官员告诉《财经国家周刊》，“地方政府冲在第一线，采购煤炭，补贴资金，粗略统计，这种补贴已经超过了40亿”。

　　一位电力行业资深人士表示，地方政府为五大发电集团的火电企业提供补贴，本身就是一种对统一电价的冲击。“这证明电价管理不及时不到位，逼得地方政府对僵化的电价体制做出反应”。

　　而国家电网公司麾下的英大网，在转载央视关于“直击煤炭冬运”的稿件时，把标题修改为“煤炭辗转‘海进江’，何不空中走？”，其意思是，在解决中部电荒问题上，国网力推的特高压输电线路，可以直接把电力从山西输到缺煤少电的华中。

　　“这也是一种思路”，国家能源局一官员认为。（记者 刘丽丽 郑晓奕 特约记者 方小舟）

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