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观点煤电纠葛何时休

2018-10-30 12:16:28

【观点】“煤电纠葛何时休?

灯火璀灿,流光溢彩!2008,中国,北京,第29届奥林匹克运动会,开幕式亦或闭幕式,同一个世界,同一个梦想。在这激动人心的一刻,中国走向世界,世界关注中国,面对这桌百般回味的盛宴,它没有理由不聚集人们更多的目光。异彩纷呈的背后,有谁曾想到台前幕后,一支“亏损大军”在举全力保障奥运期间的用电需求。

奥运期间,迎峰度夏,用电需求激增,煤价持续上涨,煤炭供不应求,发电严重亏损……发电企业顾全大局,再次以“履行社会”的高度政治感,伴随奥运会的胜利谢幕,“奥运保电”取得阶段性的胜利。残奥会的保电工作仍将继续。“奥运保电”不需要奖牌,但可曾换取来自全国人民那怕一丝的理解与感动?!

似乎只有国家发改委明白发电企业的“苦衷”——从8月20日零点起,全国上电价上调,苏浙沪地区每千瓦时上调2.5分,其他地区每千瓦时上调1~2分不等。这恐怕是奥运期间令发电企业振奋的消息!上电价上调2分钱,加上首次上调的1.7分钱,相当于化解电煤每吨涨价不到80元,而煤价一项成本的上涨反映到电价上每千瓦涨8分钱,两次调价仍未根本弥补发电亏损。虽然仍不能满足发电企业的预期,但起码使发电企业现金流得到保障,对发电企业化解“资金断裂”的危机起到了及时有效的作用。同时又说明,发电企业的亏损问题越来越受到国家发改委的重视。

第二次调价与首次调价不同,销售电价不作调整。此举等同于让电公司的利润的一部分弥补了发电企业的部分亏损,“谁愿意自己碗里的饭突然被别人挖走一勺子”,电公司自然感到郁闷和不平。近几年,电公司也不容易,在电建设上投入了大量成本,但毕竟还有利可图,相比于发电企业“日子好过多了”。但话又说回来,没有发电的支撑,又那来电的“坚强”,本是“同胞兄弟”,唇齿相依,定当同生共死、和衷共济。国家发改委作出的调价举措,是居于经济社会发展全局的考虑,作为国有经济的领军企业,无论是发电还是电,定当“顾全大局”。

另有消息显示,距离7月24日国家发改委第二次电煤限价令发布一个月,电煤限价临时干预政策对秦皇岛煤炭价格产生了较大影响,8月初,煤价继续下滑,成交价已达到860元/吨的限价水平。不过,媒体从秦皇岛港交易商处了解的情况则是,目前煤炭真实交易价格确有下降,但实际仍有交易以元每吨的价格进行。很显然,一纸“限价令”对“煤老大”仍未发生多少效用,这并不出乎意料,“想重新套回一匹脱缰的野马谈何容易”,何况“煤老大”是多方“既得利益集团”组成的“野马群”。限价令收效甚微,原因恐怕得归结为忽视了“重点煤合同兑现率”,其实,提高重点煤合同兑现率才是控制煤价的关键。众所周知,如果重点合同煤有保证,电企对市场的需求变少,“煤老大”便没了涨价资本,而现在的情形是,重点煤合同兑现率仅在20%左右的水平,电企不得不高价采购市场煤保发电,正中“煤老大”涨价的下怀。

今夏出现“电荒”,根源是出现了“煤荒”。进入迎峰度夏,电煤频频告急,各大电企煤炭库存跨过红线,诸多机组因“无煤”停摆。为何“煤荒”,和煤矿安全生产整治和资源整合导致产能减少而需求增加不无关系,不过,单纯地归结为这一因素想必过于“头脑简单”,业内专家普遍认为,当前我国的煤炭产量并不小,已经达到年产25亿吨以上,电煤供应紧张的主要原因并非产量不够,而在于市场价格和运销瓶颈,可谓“一语道破天机”。那么,有没有中间环节囤积资源制造“煤荒”顺势涨价的可能,或许从各大码头堆积如山的煤船上能找到答案。不得不佩服“煤老大”神通广大,能够化腐朽为神奇,把石头泥巴当煤卖,所以在一阵紧张之后煤炭供应很快趋于“平稳”。可惜,石头毕竟是石头,泥巴毕竟是泥巴,电企毕竟是电企,电企没有“点石成金”的本事,把石头泥巴变成电能。然而,电企宁愿自己变“砖厂”,也不能“缺煤停机”不讲和大局。这也正中“煤老大”的下怀。

不得不责问这样一些问题:25亿吨的产能,煤企产出的煤到底卖给了谁?明明只有4000多大卡的煤,却要按5000大卡结算,煤价真的降了吗?石头泥巴也能当煤卖,煤炭市场到底是个什么市场?煤与电的纠葛何时才是尽头?

能源价格上涨已是国际总趋势,煤价不仅要上涨,而且应与国际接轨。不过更值得关注的是,现行的煤炭市场规不规范,煤价的上涨幅度和周期合不合理,到底谁在分享煤价上涨带来的实惠。2008年7月份有媒体批露,一吨成本只有100多元的煤,运到电厂就变成了600多元,而且还买不到,山西私营老板每天赚100万。如此看来,煤价的涨跌并未顺应市场,真正享受到涨价实惠的也不是国有煤矿“主力军”,而是私营老板等“中间环节”在操纵煤价获取暴利。这说明,煤炭市场形成之后,在资源管理、价格体制、物流渠道方面还存在许多亟待解决的问题,“寄生虫”(即得利益集团)太多。然而,中间环节的价格操纵不除,规范有序的煤炭市场就难以形成,煤炭价格的涨跌就不能真正顺应市场需求变化。而对于电企,正迫切需要一个供应、涨幅平稳,供给过程干净的煤炭市场。

面对高昂的煤价,高容量、高参数大机组也在亏损,但其抗御电煤涨价风险的能力远远优于小机组,主要是其在供电煤耗等经济指标上的优势明显,缓和了部分成本上涨压力。因此,在寄希望于电价上调的同时,加速淘汰落后产能,进一进提升经营管理水平,优化经济指标和成本要素,提高发电侧的能源利用效率,继而提升抗御电煤涨价风险的能力,也是摆在发电侧的现实问题。厂分开后,火力发电企业切实树立起了经营的理念,在经营管理上切实上升到了新的水平,供电煤耗等经济指标较过去明显优化,但与国际先进水平相比仍存在差距,这便是国内火力发电企业今后需要继续努力的地方。

在能源日益紧缺的大背景下,国家的能源政策不断发生根本性的改变,能源价格趋势将持续上涨,这对占发电装机容量80%的火力发电企业盈利能力的影响是长远的。伴随这一变化,国家能源法、可再生能源法、节能调度等一系列新政策相继出台,对节约能源、开发和利用可再生能源方面采取鼓励措施,为发电侧的转型带来新的机遇。加速电源结构调整,提升水电、风电、核电产业的比重,加强对科研等高附加值产业的开发,变单一的发电型集团为能源综合利用集团,减小对煤价、电价的过度依赖,或许才能真正壮大发电产业。

作为二次能源的电价与一次能源的煤价形成倒挂,是件极不正常的事情,不过是对一次能源的一种转换,并不是对煤炭的终端消费者,为何要承担起本应由终端消费者承担的煤价上涨成本?而眼下的情形是,电企已远远超出了自身的承载能力。然而,煤与电形成一个共同的产业链,那一环节的发展受到制约,都将涉及到整个产业链的健康运行,终影响到经济社会的平稳运行。现行的“双轨制”调节手段,虽然也能兼顾煤电双方的利益,也能缓和“煤电矛盾”,但效果并不明显,而且出现循环往复,“这边电价刚涨那边煤价再次上扬”,两个价格机制“各自为战”导致的终结果是机制的失控、调节的失灵。如何从提升能源利用效率和顺应市场规律的角度出发,形成一个统一的价格体系和定价机制,均衡煤电双方的利益,是化解“煤电矛盾”的关键。

现行的电价调整政策,国家出于控制CPI和PPI的角度出发,对调整电力终端销售价格持谨慎的态度。居于考虑国民经济平稳运行的整体层面出发调节电价无可非议,只是限制销售电价的增长所带来的弊端也不容忽视,低廉的能源销售价格不利于能源利用效率的提高,能源资源成了“有钱人”的品,而许多人的财富是在过度消耗廉价的能源资源中获得。我们常常看到这样的情形:一边是电力的供不应求,一边是电能的极大浪费,根本的原因是电能价值未合理体现造成的,低廉的销售电价触动不了终端消费的利益神经。煤炭价格一涨,立马触动了发电企业的“节能降耗”,过去也在提倡,却没如今般立竿见影的效果,主要是过去煤价便宜,对发电效益无关痛痒。这充分说明,没有比提升能源价格更能约束人们的消费行为,继而使节能变成一种自觉的意识和行为。

电力到底该如何定价?依笔者看,一是要顺应市场需求,二是要促进能源利用效率,三是要利于煤炭、电力及其整个产业链的协调发展。而且应该坚持分类定价的原则,让能耗高、能源需求大的终端消费者承担起能源涨价的成本。原因很简单,他们消耗了本应由全国人民共享的能源资源。《循环经济促进法》即将施行,它除了能为“提高能源利用效率”构筑一道屏障,是否也能为促进能源价格机制建设提供帮助呢?

关键词:

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