 |
协会概况 |
|
|
 |
分会与专委会 |
|
|
|
|
|
| 专题特别企划：煤电跷跷板 |
|
火电企业祈盼已久的电价上调终于实施了。根据发改委的通知，自2008年8月20日起，全国火力发电(含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产)企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，燃煤机组标杆上网电价同步调整。这是今年7月以来，国家第二次提高电价。6月19日，发改委曾宣布，7月1日起上网电价平均上调1.68分/千瓦时，销售电价上调2.5分/千瓦时。同时为了防止电煤价格上涨，对电煤生产地的车板价作出限制。7月24日，国家发改委再次发布电煤“二限令”，将限价范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。
今年以来，火力发电企业因为煤炭“口粮”的供应价格疯涨而“普亏”，亏损成了火电企业前所未遇的共同命运。但两个月内国家两次提高电价并限制煤价，这种密集的调价在过去从来没有过。因为此前，市场普遍预期奥运期间一切提价政策将缓行。
“此次电价上调完全符合预期，但调价时机要比预想的早。”中电联燃料分会会长解居臣表示。但业内人士认为，这种临时调控只能是一种应急举措，因为火力发电企业全行业亏损的核心问题，在于“市场煤”与“计划电”的矛盾。从长远看，解决问题的根本途径还是要从机制入手。
2004年，为了缓解煤电之争而导致的日趋严重的“电荒”、“煤荒”，国家发改委曾提出煤电联动政策。但是纵观已经实施的二次煤电联动，事实上造成了一种电价、煤价交替上涨的跷跷板效应，每次涨电价都会引发新一轮煤价上涨。而最大的危害在于，由于“市场煤、计划电”这种结构的不对等，反而使得煤价也脱离了供需关系的调节作用，对节能减耗可持续发展能源战略地实施毫无补益。
专家普遍认为，破解煤电困局的出路在于，政府需要制定一个有效的疏导电力和煤炭的机制，同时通过推动电力价格改革，抑制不合理需求，引导电煤的合理配置。从全局来看，要形成一个大市场大流通的煤炭配置格局。如果仅仅依靠行政手段调控煤电价格，电价、煤价交替上涨的跷跷板效应势必延续下去。
──编者
煤电之争：
一场政府主导下的强弱转换
煤电之间的行业之争正在演变为行政区域间的“攻防战”，出现了外省“抢”煤，省内反“抢”的局面。电煤的防守一方不得不举起“计划”的大棒，将“市场煤”一步步逼退回计划时代。
文/亚夫
在中国，火电占发电总量的80%以上，电力的发展离不开煤碳的保障；而每年电力消耗的煤占到煤炭总产量的50%以上，电力是煤炭企业最大的市场。煤和电，宛如欢喜冤家，谁也离不开谁。近年来日渐激烈的煤电之争事实上就是一场电力与煤炭行业之间的利益之争。
从2003年煤炭价格进入本轮上涨周期以来，每到年终，煤电之间的价格之争总会间歇性地发作一次。不过，随着煤炭卖方市场的形成，以及政府高层市场化定价思路的确定，双方间的顶牛，从一开始的电强煤弱的格局，逐渐变得越来越有些电弱煤强的味道了。
而电力由强转弱，煤炭由弱渐强，所有这些变化都是在政府的主导下一步一步演变而来的。
煤电势力的强弱转变
煤炭行业多年来一直是我国的弱势行业。生产条件差，安全系数低，劳动强度大，工作时间长，工资待遇低，弱势群体集中。
与之相比，电力行业多年来却一直处于相对强势的地位，由于行业垄断，电力行业经济效益一直很好，职工的工资高，福利好，生产、工作、生活环境优越，是我国福利待遇水平较高的行业之一。
1988年之前，中国能源管理职权主要分布于石油部、煤炭部、核工业部、电力部等四个部委。1988年，政府机构改革，煤炭部、石油部、核工业部改为公司制，其政府职能加上原电力部共同组成能源部。1993年，能源部被撤消，煤炭部和电力部重新恢复，石油天然气总公司与核工业总公司没有再回到国务院部委序列。
1998年，电力部和煤炭部被撤消，开始从政府职能转向企业。当时的电力部变更为国家电力公司。煤炭部的管理职能归国家煤炭工业局，其直属和直接管理的94户重点煤矿下放地方管理。
2001年以前，煤炭作为基础性资源，由国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调；电煤价格基本上还是由国家决定，有着这把保护伞，电力企业高枕无忧。从2002年开始，国家取消电煤指导价，煤价开始真正进入市场化；但市场化改革后，煤炭价格也一度偏低，那年月，一直是煤求着电。
电力体制改革真正的启动是在2001年。其电力体制改革的核心，就是打破多年集发电、配电职能于一身的国家电力公司及下属各省公司的超级垄断地位。改革的第一步，就是实行“(发电)厂(电)网分开”政策。原电力系统仍然能够以垄断地位掌握电网资源，旗下电力资源则采用“0+4”的模式，形成国家的五大电力集团公司，亦即华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团。由此，在电力价值链上的发电端引入竞争实现竞价上网，其下游的电网按覆盖的省市，划分为国家电网公司和南方电网公司，负责输配电和供电。
2004年开始国家逐渐放开了煤炭市场价格。随着经济的高速增长，资源渐趋短缺，煤炭价格逐年提高，煤炭企业的经营状况开始有所好转，经济效益有所提高。而电价则始终由国家管制，整个电力体制事实上依然在旧的行政渠道内运行。最近五年来，为了缓解电力紧张的局面，用行政替代市场的手段变得越来越多。
“市场煤”和“计划电”的格局，在全球能源紧张的大背景下，随着煤电供需矛盾的日益加剧，所谓的煤电之争也变得越来越激烈。在这场“市场”与“计划” 的争执中，市场煤显得越来越强势，而计划电却有些越来越弱势。随之，舆论方面也在变化，在一开始的煤电顶牛中，批判的矛头大多指向电力的垄断性，而现在，电力的成本一涨再涨，电价却在国家的指挥棒下压着不动，风向开始调转头来。
“电荒”“煤荒”谁之过
2004年，由于全国电力装机容量不够曾导致全国大面积“电荒”。由此，引发了其后两年间各省区的电力投资热。而业界普遍认为，今年国内一些省区的缺电则主要是由于“煤荒”引发的。电力企业将“电荒”根源对准“缺煤”。
中国电力企业联合会在8月7日发布的《2008年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中说，电煤资源紧张、电厂存煤下降、缺煤停机容量增多是导致今年部分省区电力供需紧张甚至出现缺口的最主要原因。
来自国家电网公司的数据显示，截至8月5日，国家电网公司区域内直调电厂存煤3358万吨，可用10至11天。当日存煤低于7天警戒线的电厂219座，占区域内电厂40%左右，其中存煤量低于3天的电厂87座，缺煤停机机组71台。
而煤炭方面对“缺煤”的说法却不予认同。“有些煤矿堆积如山，可发电企业却不去购买。”一位煤炭行业资深人士在接受记者采访时说，“作为世界煤炭生产大国，中国不存在缺煤问题。”“问题的背后是价格。”
但电力企业所反映的“缺煤”现象毕竟是客观存在。据一位产煤大县的有关领导透露，国内煤炭供应确实紧张。“目前全国各地都要保证安全生产，不能出现安全事故，因此地方小煤窑大量关停，这使得煤炭供应总量出现减少。”再加上奥运期间出于安全的考虑，占全国煤炭产能近1/3的小煤矿大多关停，导致产能不足。煤炭价格从年初的250~300元每吨一路走高，不久前甚至一度创下超过1000元的高价。看涨的市场预期，让从事现货交易的不少煤炭企业和经销商开始囤货期盼更高价格，这进一步推高了煤炭价格。
“今年7月份以来，国家电网公司区域内电厂电煤库存一直在缓慢下滑，且分布不均。”国家电网公司新闻处刘心放说，为确保京、津、唐奥运期间保电任务顺利完成，这些地区的电煤库存从70多万吨猛增至270多万吨，在电煤库存总量缓慢下滑的情况下，这也意味着其它电厂发电用煤必然锐减。来自华中电网公司的数据显示，截至7月30日，全网电煤库存只有615万吨，仅为去年同期的一半。
关于煤价居高、“发电企业不去购买”的现象，有媒体揭示，有几个事实需引起注意。
事实一：“坑口煤价230元一吨，可到了秦皇岛港口，同样的煤就将近千元。运输环节层层‘扒皮’，人为因素把煤价炒高，真正渔利的埋得很深。”
事实二：“煤炭质量参差不齐。一些掺杂了大量煤矸石的低质煤炭使电厂发电机组严重受损，不得不停机检修。电厂不敢买煤。”一位业内人士举例说，截至7月30日，江苏省因煤质太差而停机检修的发电机组就有300多万千瓦。
事实三：“目前国家实行从紧的货币政策，使电力企业财务成本骤然增加。”仅偿还银行贷款一项电力企业所增加的成本就高达40%，初步估算约为33亿人民币，这使许多电厂面临资金链断裂的险境，无力购买煤炭。
而专家们则指出，本轮“电荒”反应的深层次问题在于：
一是缺乏对能源行业的市场改革进行全面统一的规划和管理，电力行业市场化改革滞后于煤炭行业，发电企业仅能通过控制电煤库存应对煤价风险。
二是缺乏全面公平的能源价格决定机制来平衡市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾，国家调控煤电政策应注意平衡好煤矿、电厂和电网三者之间的利益关系，煤炭、发电、电网各环节应共同承担社会责任，而不仅仅是发电一个环节。
“市场煤”或将退回计划时代
尽管煤电的利益各方对“电荒”的缘由争执不休，但电煤供应不足是不争的事实。目前，无论是产煤省还是用煤省，都很少有存煤，煤炭可供资源明显不足，远远满足不了市场需求，发电厂纷纷“抢”煤。再加上中国煤炭资源地域和季节分布不平衡，以及运输瓶颈的存在，煤电之间的行业之争正在演变为行政区域间的“攻防战”，出现了外省“抢”煤，省内反“抢”的局面。在这种状况下，电煤的防守一方不得不举起“计划”的大棒，将“市场煤”一步步逼退回计划时代。
“我们缺煤，周边省还来我们这边抢煤。”四川省经济委员会官员说。自8月1日起，四川对省内煤炭企业征收煤炭价格调节基金，每吨40~70元。这笔基金将补贴给省内电厂，而四川省政府也希望此举能够推高省内煤价，给到四川“抢”煤的省份迎头泼上一盆冷水，减少煤炭的外流。
电煤争夺中处于防守地位的不只四川一省。事实上，就在两个月前，湖南、重庆这两个四川周边的省份就已经宣布，对所有省内从事煤炭开采、洗选、炼焦的企业征收煤炭价格调节基金，每吨35~70元不等。另有消息称，河南、安徽等也和上述煤炭能够自保的省份一样，正计划采取类似措施，限制本省煤炭资源外流。地方省份对煤炭的控制正在收紧。
“湖南、重庆开征之后，煤价就涨上去了，我们的煤价就变成相对较低的了，别的省自然就来我们这 ‘抢’煤，所以我们也必须开征。”四川省经委官员说，重庆、湖南目前同等质量的电煤，一吨比四川高出80元，还有湖北、湖南及长江中下游缺煤地区，价格差距更为明显，越缺煤价格越高。相比之下，四川的煤炭价格过低，煤必然往外走。
煤炭价格调节基金不是一笔小数目。以湖南为例，2008年全省煤炭总产量将在5200万吨左右，以每吨35元的征收标准，湖南征收的基金总数将超过 18亿元。四川省2008年预计原煤产量7500万吨，征收的基金超过20个亿。地方政府通过这笔基金向发电企业进行补贴，或对生产、调运电煤表现出色的企业进行补贴。
湖南自6月开始征收煤炭价格调节基金，每吨征收35元。7月31日，湖南省经委能源处官员介绍说，煤炭价格调节基金的效果已经开始显现，在保证省内煤炭资源供应，限制外流方面，都起到了很好的作用。截至6月30日，省网统调公用电厂电煤库存恢复到82.7万吨水平，比此前最低的38万吨回升了44.7 万吨。
但即便如此，湖南全省电煤库存还只能满足8天左右的消耗量，仍处在警戒线以下，离国家关于火电厂最低要有15天库存量的要求，仍有较大差距。用电高峰一旦到来，目前的电煤库存根本无法满足。部分重点电厂电煤库存更是基本见底，其中长沙电厂仅能勉强维持两天。
除了开征煤炭价格调价基金，各省还有着更为严厉的手段。例如在四川，煤炭企业完不成年初供煤合同量的75%，就不能申请非电煤的出省；湖南省电煤总库存达不到200万吨，一律禁止煤炭出省。
四川、湖南的措施让广东感到了压力。广东是无煤省，所有煤炭全部依靠外调。广东省经委官员说：“广东一吨煤都没有，不从外调怎么办。随着用电高峰的到来，电煤供应非常严峻，仅仅依靠我们和山西、内蒙定下的合同量，肯定不够。省里定下的方针是，抓好合同煤供应，积极从周边省购煤。有序地、尽可能多地将煤炭资源调运到广东。”
按计划，今年广东煤炭调入总量将达到1.35亿吨，同比增长8.9%。而为了做好“迎峰度夏”电煤调运工作，广东省政府定下的任务是力争在6~8月间调运电煤2000万吨，在7月底将全省28家主力燃煤电厂的库存从目前的420万吨提高到460万吨，供18天使用。“现在的形势是全国都缺煤，我们能多拉过来一吨就算一吨。”上述广东省经委官员说。
广东上述官员认为，邻省的煤炭价格调节基金，在抑制煤炭资源外流方面可能会起到一定作用。政府的做法实际上是在变相提高煤炭价格。“但我们能够承受这个涨价。”事实上，广东、上海和广西等电煤进口大省，都对电厂进行财政补贴，以让其在电煤价格高涨的情况下，保证供电安全。
中国煤炭运销协会专家李朝林说，“煤炭价格调节基金或许能够缓解省内的一些矛盾，但是从长远看根本解决不了问题。” 国家发改委相关官员表示，价格机制扭曲是一个老生常谈的问题，此次地方省份遇到的问题，其本质依然出在这里。中国的电力和煤炭需要政府制定一个有效的疏导机制，同时通过推动电力价格改革，抑制不合理需求，引导电煤的合理配置。从全局来看，要形成一个大市场大流通的煤炭配置格局。
煤电联动：
一项受阻于CPI的定价机制
事实证明，煤电价格如此这般地联动下去，只能完全退回到成本定价而不是市场定价的老路上，不啻于“计划经济”的定价方法，无疑是开倒车。
文/刘雅婷
2001年以前，煤炭作为基础性资源，一直由当时的国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调。从2002年开始，国家取消电煤指导价，煤价开始真正进入市场化。煤电之争由此拉开帷幕，“市场煤”与“计划电”之间的矛盾日趋激烈。
煤电之争引发煤电联动应运而生
2002年，刚刚重组的五大发电集团就感受到了煤炭的市场化之痛。在同年年底长沙举行的2003年度煤炭订货会上，煤炭方要求电煤价格每吨普调5元，贫瘦煤等紧缺煤种每吨涨10元至20元，电力方认为要价太高，拒不接受。
五大发电集团认为：在2001年电煤价格最高品种已经上涨8元的基础上，2003年再涨5元，对于要“电网分家”的电力企业来说，成本难以消化。
煤炭企业强调，据以往分析，平均供电煤耗按照400克／千瓦时测算(2001年的平均供电煤耗为385克／千瓦时，平均发电标准煤耗为357克)，1 吨煤的煤耗可以供电2500千瓦时，按2002年最高涨幅8元钱计算，每度电增加的成本为0.0032元。而2002年仅北京市的居民用电价格，已经从 0.397元上涨到0.44元，上涨了0.047元。
发电厂坚持认为：购煤成本是电厂的最大成本，约占70%。而电力改革之后，企业要承担电厂建设的资金，要归还银行借款，财务费用增加已没有多少利润空间，根本无力承担电煤加价增加的成本。
长沙订货会上，煤电双方唇枪舌剑，互不相让。电厂甚至以不发电来要挟；煤炭企业当仁不让，再不愿意受人摆布，坚持提高电煤价格。相持的结果是，电煤双方只签订了9200万吨的合同，占国家计划安排购煤的40%。
在其后的几年中，这种直接顶牛的情况都在发生，在国际国内能源价格上涨的大趋势下，每每以电力方接受涨价而告终。而且似乎是温水煮青蛙，从一开始每吨涨5元都不接受，随着煤价的飚升，电力变得越来越无可奈何。到2004年年底的煤炭产运需衔接合同汇总会上，电煤价格平均上涨大约30元／吨，涨幅在 10%左右。其中陕西上涨25元左右，山西涨幅超过30元，山东涨幅更高。这时电力也不得不接受了。
煤价上涨，电价严控，发电企业被两面夹击。发电越多，亏损越多，企业发电积极性下降，电荒问题日益突出。国家发改委多次协调未果，后来干脆取消了一年一度的煤炭订货会，而最终想出了一个“煤电联动”的办法。
煤电联动政策始于2004年年底。其主要内容是：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%，则其所增加的成本，30%由电厂自行解决，70%由国家通过调整电价解决，以弥补发电厂和成本的增加。
煤电联动在实际操作中大为走样
早在1993年至2001年，国家计委就曾经尝试在对电煤价格实行指导价的同时，对电价实行“顺价”政策。即国家确定一个煤炭指导价，由企业执行，在煤炭价格上涨的情况下，电力价格相应提高，使电力企业消化部分因煤价提高而增加的成本。从计委的初衷来看，原本就是想建立一种煤炭、电力价格联动机制。
但这种对电价实行的“顺价”政策最终不了了之。据悉，从1997年以来，电煤市场价格，从当时的177元／吨，一直跌到2000年的139.3元／吨，此后又逐渐回升到1997年的水平。同期，计划内电煤的售价也曾经从152元／吨，跌到过149元／吨。按照国家计委的初衷，电价应该下调。然而，在这7年中，全国各地的电价(包括工业和城市居民用电)却是不同程度的增加了。如河南、山西的电价涨幅超过30%，北京市居民用电价格上调幅度甚至超过 80%。
同样，煤电联动政策制定以来，虽然有过两次煤电联动的实践，但由于受宏观经济的种种制约,近两年来特别是考虑对CPI地影响，煤电联动政策也没有真正地严格执行过。
第一次煤电联动在2005年的5月，当时电价上调了0.0252元。而随后的2005年11月份虽然再次满足了联动条件，但却并未有所动作。原因很简单，电价在一年内连涨两次，虽然可以拯救火电企业于水火，但对下游产业将构成实质性重大利空，这是决策部门迟迟不能定夺的关键原因。
第二次煤电联动在2006年6月底，电价上调了0.02494元。而2006年下半年至2007年上半年，原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价较第二次煤电联动前已上涨5%以上； 2007年下半年至2008年一季度，原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价又进一步上涨10%以上。如果按照上述机制，煤电联动至少应启动两次。但自2007年年中以来高企的CPI数据压制了煤电联动的空间。电监会副主席王野平表示，由于电力价格是国民经济的基础价格，电力价格的上涨势必会引起连锁反应，将进一步推高已经高企的CPI。
现在，煤电联动政策虽然还谈不上夭折，但最起码，这项政策还没有像政策制定者设想的那样，真正发挥起平衡煤电矛盾的作用。
第三次煤电联动何时能够启动呢？
据中电联介绍，2007年全国电煤价格平均上涨35~40元／吨，涨幅超过10%，2008年新签订电煤合同平均价格再次上涨35~45元／吨。在电煤价格大涨、行业亏损加剧的压力下，五大发电集团自今年一季度开始集体呼吁政府尽快启动煤电联动。
但专家指出，今年的通胀形势非常严峻，完成全年CPI涨幅控制在4.8%左右的任务很艰巨。二三季度CPI 涨幅的翘尾因素本来就很高，如果贸然上调电价，必然引发连锁反应，加剧通胀风险。
然而，就在舆论普遍认为奥运会之前不大可能启动煤电联动的时候，6月19日，国家发改委突然宣布，7月1日起上网电价平均上调1.68分/千瓦时，销售电价上调2.5分/千瓦时。同时为了防止电煤价格上涨，对电煤生产地的车板价作出限制。7月24日，国家发改委发布电煤“二限令”，将限价范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。
8月19日，国家发改委再次发出通知，决定自8月20日起，将全国火电厂上网电价平均每度提高2分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整；同时要求，各级价格主管部门要加强电煤价格临时干预措施的监督检查，督促煤炭生产企业严格执行国家电煤价格政策，不得借机提高或变相提高煤炭价格。
对于两个月内连续两次上调电价的现象，中国能源研究会秘书长鲍云樵表示，政府调控秉承了稳健的方针和微调的路线，中国能源价格改革的各个方面需要慢慢地、一步步地调整，进而达到与国际能源价格体系逐渐接轨，如果一下子就接轨，就会有很多不确定的因素。
业内权威人士指出，8月20日的电价调整，只是提高了上网电价，终端销售电价没有动，这是将电价上调压力暂时转移到电网企业身上，说明政府还是担忧 CPI重新走高。山东大学经济学院刘国亮教授认为，此次只调整上网电价，主要目的是调动发电厂积极性，解决电荒问题；同时，保持销售电价不变，意在CPI 稳定。
但业界普遍认为，这两次上调电价还不能确切的说是第三次煤电联动。根据东方证券电力分析师张仲华的介绍，上述两次联动都是依据联动的公式计算的，而此次电价上调并不是按照煤电联动的规则进行测算的，反而是从CPI反推过来的。
如果此次电价的上调不是煤电联动，那么，千呼万唤的第三次联动何时能启动呢？
但有分析人士对煤电联动的成效不以为然，他们认为，发改委推动的煤电价格联动,本身就存在制度缺陷，因为定价的基点，不是上游的原材料——煤炭的价格，而是产成品——电力的价格。不解决煤炭价格确定问题，又如此能让煤炭企业接受？电力体制改革的最终目标是形成市场化的价格机制,而不是由政府卡住一头限定另一头的联动方式。事实证明，煤电价格如此这般地联动下去，只能完全退回到成本定价而不是市场定价的老路上，不啻于“计划经济”的定价方法，无疑是开倒车。
链接：记者调查
山东第三次煤电联动间接启动
文/李清宇
在济南两家发电厂八台发电机组只剩下三台勉强维持、用电缺口高达1/3的紧急状态下，济南市启动“以煤换电政策”。出台该政策的山东省经贸委称，所有的电厂都可以马上操作该项目。此举意味着第三次煤电联动在山东省间接启动。
以煤换电
8月8日，济南黄台电厂负责人在电话中告诉记者：“停机临修的7号机组马上就会开机发电。”这台机组将采用即将启动的以煤换电的方式核算。
此前，这家济南市最大的电力供应商八台发电机组在经历关停小发电、确保奥运减排达标后，只有一台发电机组尚在运转。而这一段时间，济南市电力缺口已达原来用量的1/3。进入8月份，济南市施行“封网”等极端措施，供用电紧急状态十分紧张。大部分企业已被迫轮休放假，有的企业一周只能开工三天。
据介绍，以煤换电的具体内容是：济南市的用电大户像济钢等单位负责为黄台电厂一台指定的发电机组提供所需的标准煤炭，以此换取相应的电力额度。发电厂将按照物价部门规定核收加工费、管理费、维护费等相关费用。
以煤换电的结果将至少保证发电企业该机组不再亏损。以煤换电是奥运期间的临时措施还是奥运后大面积推广的先行试点，现在还不得而知。业内专家认为煤电联动势在必行，以煤换电作为煤电联动的变数或试行方式未尝不可，但从效率观点看，以煤换电最终还会回到货币结算的方式上。
8月5日，济南市政府办公厅下发《关于做好城乡居民生活和重要用户电力供应保障工作的紧急通知》。《通知》中说：“为缓解供电紧张局面，八九月份迎峰度夏期间所有发电企业发电设备要尽最大能力运行发电，并采取以下措施鼓励发电。组织‘以煤换电’工作。在黄台电厂和章丘电厂原有的统调开机基数(黄台电厂 2台30万机组，章丘电厂两台30万机组)出力不低于80%的条件下，将黄台电厂一台30万千瓦机组作为“以煤换电”定向机组，因开启“以煤换电”定向机组形成的上网电价差由使用者分担，具体电价水平由物价部门测定后执行。”
下发通知的同时，济南市还督促济南市政府有关单位要加快组织向黄台电厂结算取暖费，允许电厂水资源费、排污费等规费予以缓交，同时规定济南市其他各发电企业按照要求满发出力的，同样会享受规费减免缓交政策，还允许在丰水期黄台电厂经许可可以启用自备水井。
停机压力
黄台电厂是由原苏联援建的老国有企业，拥有3台2.5万千瓦、1台5万千瓦、2台10万千瓦和2台30万千瓦发电机组。2007年为达到济南市节能减排目标，尚未达到报废年限的4台5万千瓦以下机组全部被拆除，只保留了5号到8号4台发电机组。
临近奥运，为保证空气质量达标，5号、6号机组临时停机，只剩下2台30万千瓦的7、8号机组发电。
进入2008年，发电企业发现，在煤炭价格疯长的同时，煤炭质量却在节节下滑，确切地讲，标准煤中被掺入大量的煤矸石，其中一台机组一天中竟能分离出200吨煤矸石。其后果是，造成煤炭热值大幅下降的同时，机组故障率大幅增加。导致发电量与去年同期相比下降了一半多。
国家目前执行的是不同机组施行不同的上网电价政策。黄台电厂作为老企业上网电价的定价此前明显偏低，导致5号、6号机组背负了6亿多元的政策性亏损债务。而今年越发电越亏的现实又令这个电厂迄今为止增加了近2亿元的债务。
据介绍，目前煤炭价格已上冲到每吨1000元以上，依据目前煤炭价格测算，每发电一度亏损在0.15元左右。
华电章丘发电厂是济南市的另一家主要供电商。这家发电厂建于2002年，拥有2台13.5万千瓦、2台30万千瓦发电机组。
作为一家新建不久的企业，华电章丘电厂要比黄台电厂拥有更多的优势。比如，没有黄台电厂这种老国有企业人员多、担负政策性亏损等沉重的包袱，其 2006年投产的3台30万千瓦的机组效率也更高。但即便如此，这家电厂今年也由建厂以来的连续盈利一变为巨亏。据介绍，华电章丘发电厂今年上半年亏损高达9731万元。
越发电多越亏损的现实最终导致该厂2台13.5万千瓦机组停机。对于即将实施的以煤换电政策，章丘电厂的工作人员称，“他们现在还不能这样做，听说领导在争取，估计争取下来也会有一段时间。”
虽然济南市已下发文件启动以煤换电，但济南发改委、经委均表示具体执行内容尚未明确，正等待由山东省经委、物价局及山东电力共同协商出示具体方案。
山东省经贸委则明确表示：现在就可以操作，所有的电厂包括企业电厂都可以操作。当然前提是公用电厂在完成额定发电任务的条件下。具体办法是，点对点，先两家企业自己谈，价格商讨好之后自己定。谈好后在市一级经委指导下操作。
(摘自8月12日“21世纪经济报道”)
煤电前瞻：
煤价电价必须反映能源稀缺和环境成本
如果人为压低电价，就不能解决能源效率问题，更无法抑制高耗能产业的增长。依靠行政手段限制煤价只会使总需求在扭曲的价格下不断上升。现在电价该涨而没有涨，以后只会涨得更多。
文/孙一枚
正在大面积持续发生的“电荒”、“煤荒”，再加上“油荒”，三大支柱性能源几乎同时出现大范围紧缺，无疑给中国的经济运行和百姓生活带来了强劲冲击，也牵动着高层决策者的心。中国的能源问题从来没有像今天这样引人瞩目。
煤电之争将如何演义？煤电困局将如何破解？专家学者各抒己见。
低价能源的时代已经彻底终结
有专家指出，近年来，我国煤炭价格上涨不仅仅来自于供求关系，国内煤价与国际煤价的比价关系以及能源比价关系也是促进煤价上涨的重要因素。
从世界范围来看，国内的煤炭价格仍然远低于同期国际市场价格，行业受压制情况明显。其中，动力煤差价在140~150元/吨之间，焦煤最大差价甚至达到1000元/吨。专家分析认为，国内外的价差必然导致我国进口煤积极性下降，从而增加了国内煤炭的需求量，进一步推涨国内煤价。
据统计，今年4月24日，澳大利亚优质焦煤现货价格为124美元/吨，而同等发热量的山西煤仅615元/吨，两者相差达258元/吨。能源资源稀缺、国内市场供需紧张的市场价格条件没有得到充分体现，环境外部性更没有得到充分反映。
与此同时，周边国家市场煤炭资源量持续紧张。澳大利亚受港口堵塞等影响，今年前5个月出口量减少215万吨；我国为保证国内电煤供应不鼓励煤炭出口，今年前5个月煤炭出口量减少31万吨；越南为了满足日益增长的电力需求，今年前5个月出口量下降了212万吨。而东亚市场主要煤炭进口国日本、韩国，进口量则不断增加，仅今年前3个月便合计增加了137万吨。在煤炭供应持续偏紧、国际原油价格不断上升和美元持续贬值的情况下，国际煤炭价格屡创新高。
根据国土资源部的调查显示，截至2002年底，我国探明可直接利用的煤炭储量为1886亿吨，人均探明煤炭储量145吨。按人均年消费煤炭1.45 吨，即全国目前年产近27亿吨煤炭计算，可以保证开采70年。但专家指出，这并不意味着我国煤炭开采完全可以保证国内市场需求。因为目前支撑中国GDP增长的主要还是重化工业、高耗能产业，而在中国的能源消耗中，煤炭占了近70%的比例，处于绝对主导地位。动态看，如果煤炭产量大幅增长，当初估计能用70 年的煤炭储量，也许只够用三四十年。
对此，今年4月，中国煤炭工业协会会长王显政就曾指出，2010年，全国煤炭需求量将超过30亿吨。由于我国经济发展迅速，对煤炭的需求只会有增无减，也许过不了多久，煤炭资源将成为中国能源战略中下一个忧虑。
专家们警告：低价能源的时代已经一去不复返了。
煤价电价必须反映能源稀缺和环境成本
关于实施煤电联动政策的意义，专家们认为，煤价和电价都必须反映能源稀缺和环境成本。因为能源价格反映能源稀缺和环境成本，是为了提高能源有效使用；如果人为压低电价，就不能解决能源效率问题，更无法抑制高耗能产业的增长。依靠行政手段限制煤价不能改变总供给，只会使总需求在扭曲的价格下不断上升。现在电价该涨而没有涨，以后只会涨得更多。也就是说，明天资源的更稀缺意味着更高的电价。只有理顺价格机制，才能从根本上解决煤荒电荒。
专家指出，当前，要真正解决煤电联动的困境，就需要改革电力定价机制、放开电价，推进电力市场改革。有效的解决办法就是建立透明合理的电价形成机制，使电价能充分反映煤电成本和市场供需，提高发电用电效率。这并不是说政府要放弃对电价的管理。政府对电价的管理应从两方面入手：一是严格对电力企业进行成本和价格的监管，二是如果政府认为有必要维持相对稳定的电价水平，可以运用直接补贴。
对能源价格改革可能产生的价格上涨，有学者认为，这是当前和今后必须要勇于面对的问题。过去，正是由于电价形成机制缺位，业界人士不清楚电价如何形成，老百姓更不明其理。所以，公众对每一次电价上调都不能理解，都觉得电力行业收入过高，不能再提高电价。因此，必须通过透明合理的电价形成机制，理清电力企业的成本，清楚地让消费者知道电价形成的每个环节，并明确哪些是由财政补贴的、补贴了多少。这样，公众可以清楚煤电企业的利润来源和利润幅度，从而也就能够接受煤电价格上涨和下调的事实。
调整产业结构抑制高耗能产业的发展
专家们认为，造成中国“电荒”的原因自然是多方面的，但我国产业结构不合理，高耗能产业发展势头过猛，导致了电力需求的超常规增长，是不能不承认的事实。统计表明，去年全国用电量增长近15%，而用电量增长最快的是重工业，尤其是电解铝等高耗能行业。
以山西运城为例，在2002年上半年，该地区的电力还相当富余。同年第一季度，该市境内河津发电厂一台机组因电网没有负荷曾停机备用时间一个月。而到了后半年，随着几家电解铝等高耗能企业的投产，运城地区从电力富余一下子转为电荒，现在成为全国最缺电的地区之一。
资料显示，我国是目前世界上创造GDP代价最高的国家之一。国内重点钢铁企业每吨钢铁可比能耗比国际水平高出40%，电力行业中火电煤耗比国际水平高30%，我国万元GDP能耗是世界平均水平的2倍，是发达国家的10倍。
据有关统计，我国目前已经建成和在建的电解铝、电石、铁合金等高耗能产品的生产能力，已经超出国内需求一倍以上，其大量产品是用来出口。而发达国家出于对环保、能源的考虑正在限制国内电解铝、电石、铁合金等高耗能产业发展，使其向境外转移。国家发展和改革委员会能源研究所所长周大地认为，一些地方盲目发展高耗能产业，比如钢铁业、电解铝业等等，可以说是经济“短视行为”。
而近年来大量上马的耗煤项目也是抬高煤价的主要源头。根据煤炭工业协会的统计，2005年以来，全国新增电力装机2.94亿千瓦，相应增加煤炭消费7 亿多吨。与此同时，冶金、建材、化工等行业对煤炭需求相应增加；而各地大量规划的煤化工产业更使得“煤荒”雪上加霜，不少企业看到了煤制甲醇、煤制二甲醚项目的巨额利润因而趋之若鹜。所以，不采取抵制不断增长的煤炭需求，就无法从源头上平抑煤价。
调整能源结构使优质能源比例明显提高
业界有关人士在解读能源“三荒”时认为：中国的煤炭已探明储量高达1145亿吨，根本不存在煤炭短缺问题。但泱泱煤炭大国出现煤荒、电荒，说明中国经济对煤炭的依赖度太高了。据了解，由于电力供应出现短缺，在珠江三角洲及浙江省等地，政府部门为了保持经济增长不受影响，竟然以“提供补贴”等多种方式，鼓励地方企业使用柴油机组发电。难怪有媒体置评说：“油荒”背后也有“电荒”的影子，是电力短缺的压力被传递到柴油供应上，从而导致国内大面积出现柴油供应紧张。
业界认为，这种以油发电的行为无异于“饮鸩止渴”。因为中国最为短缺的是油。据统计，自1993年中国成为石油净进口国之后，石油对外依存度已从 1995年的7.6%增加到2000年的31.0%。到2020年，石油消费量最少也要4.5亿吨，届时石油的对外依存度有可能接近60%。
为此，专家们强调，当务之急是要优化我国的能源结构，降低对煤炭和石油的依赖度，使优质能源比例明显提高。国务院发展研究中心产业经济部副部长冯飞，作为《国家能源战略的基本构想》的主笔人，对调整和优化中国能源消费结构提出如下建议：逐步降低煤炭消费比例，加速发展天然气产业，依靠国内资源满足国内市场对石油的基本需求，积极发展水电、核电和先进可再生能源，利用20年时间，初步形成结构多元的能源消费格局。
此外，冯飞博士还指出，我国能源领域改革严重滞后，在一定程度上已经成为我国经济增长和深化改革的制约因素。比如煤炭价格尚未完全市场化；电力部门的 “厂网分开、竞价上网”改革还刚刚开始；石油部门分拆后的区域垄断性还比较强；能源领域的竞争主体、市场秩序、市场功能、定价机制等还未改革到位。他建议国家应“成立一个统一的政府能源管理机构”，推进能源改革，建立石油储备体系，制定和实施能源发展战略，以保障中国的能源安全。
煤电一体或成为煤电双方互利的选择
随着国内煤炭价格的上涨以及煤电短期内很难再次联动的影响，电力企业开始不甘于被动涨价，转而寻求“自救”：煤电联营或煤电一体。不谋而合的是，煤炭企业面对电力企业主动伸来的橄榄枝也打起了小算盘：电力行业毕竟是垄断性行业，只要成本控制得当利润也将非常可观。由于电煤价格占到电力企业成50%以上，因此对于煤炭企业来说，控制煤电一体化公司的成本无需费吹灰之力。
据悉，中国神华(27.39,-0.68,-2.42%, 吧)董事会审议决定，由中国神华与天津市津能投资公司合资设立天津国华津能发电有限责任公司。另外，中国神华曾于2007年12月21日，董事会通过与江苏国信成立陈家港电力的决议案、与天津津能成立津能电力的决议案。此外，8月，中煤集团与广东省签订煤炭供应协议，广东省表示支持中煤集团以战略投资者身份参与广东省大型电力及相关企业重组改制。
2007年8月21日，国电集团燃料公司与平煤集团等签订战略发展合作协议，决定共同出资开发平煤在陕西的杨家坪煤田。该煤田探明储量10亿吨，国电集团燃料公司出资4亿获得项目40%的股份。杨家坪煤田矿井生产的发电用动力煤将满足国电集团的电煤需要。同月，华电国际 (4.00,0.20,5.26%,吧)、兖州煤业(12.88,-0.02,-0.16%,吧)同时公告，拟共同出资设立合资公司，负责华电国际邹县电厂四期两台100万千瓦发电机组工程的经营管理，并以合资公司为平台开展煤电联营合作。在香港联交所上市的华润电力近来也接连向煤炭行业进军。
业内专家指出，由于煤炭企业和电力企业都是周期性行业，所以这种联营是一种互利的关系，双方可以互补，使得业绩保持稳定。但是，这种合作是不是可以让电力企业拿到更为优惠的煤炭价格，现在来看还不明显，一是目前的煤炭资源还是比较紧张，二是现在的煤电联营项目大多还处在建设当中，所以协同效应还看不出来。但长期来看，效果肯定是比较显著的。
国际瞭望：
调整能源政策扩大核电比重
2006年，世界上只有中国、日本和俄罗斯的总发电量能够超过美国核电的发电量，而美国核电生产成本仅为每度1.72美分。
文/刘 娜
近两年，国际油价持续走高，并带动诸多基础资源价格高涨。因此，无论是欧美发达国家，还是发展中国家，均为应对高油价负担和经济成本，纷纷制定本国电力发电结构调整政策，修建核电站，扩大核电发电比重，解决日益增长的电力需求问题。随着全球性能源紧张局势出现，核能在民用能源方面的优势再次进一步突显，一度受到冷落的核能发电在世界未来能源结构中的地位将逐步提高。有迹象表明，目前欧美不少国家正在调整能源政策，扩大核电比重。
核电的比较优势
核电重新受到重视的主要原因：
一是核电在经济上有竞争力。核电成本每度只有1.8美分，以煤为燃料的发电每度为2.11美分，以天然气为燃料的发电每度为3.5美分。核电站建造成本比常规发电厂成本高得多，但是由于政府放宽政策和未来核电站建造的规模优势与设计的系统化、标准化，成本可以大大降低。
二是核电有利于环保。它不排放CO2，风力发电、太阳能、燃料电池等新能源虽然干净，但效费比太高，还不是成熟的能源。从长远看，国际社会为防止气候变暖而加强减排CO2的联合行动，将推动核电的发展。因为在强化CO2排放限制的情况下，化石燃料电厂碳排放的成本将上升，从而使新建核电站变得经济。一项研究表明，如果核电以每年新增25~30吉瓦的速度稳定增长，到2050年，每年可避免63亿吨的碳排放，从现在到2050年累计避免550亿吨碳排放。
三是可以实现安全运行。自1979年发生在宾州三里岛核电站重大事故后，经过全面加强管理，全部核电站以后一直安全运行。而且现用核技术都是三四十年以前开发的，新核电技术将更加可靠。
美国的核电现状
至今美国总共建造的商业核电站有132座，除已经关闭的28座，目前仍在运行的有104座(包括田纳西州一个反应堆，该反应堆1985年以来一直未运行，计划拨款18亿美元于2007年开始运行)。2003年，核电在美国发电量中所占比例为近20%。美国核能研究所(NEI)2003年9月3日宣布，2002年，美国的103座核反应堆连续第四年成为可扩大规模的基荷电力生产中成本最低的电力来源。
美国的核电发展在近20多年中基本停滞不前，其中最重要的原因就是1979年宾夕法尼亚州三里岛核电站发生了严重事故。这次事故虽然没有造成人员伤亡，但震惊了全美国，使政府遭受巨大压力，也使美国的核电事业遭受了沉重打击。20多年来，美国没有新建一座核电站，核电建设走入长时期的低谷。
分布在美国31个州的104座反应堆总装机容量为100~125 MWe，占美国总装机容量的11%。但由于核电效率和可靠性高，年发电量接近总发电量的20%。在过去7年中，美国核电站的平均容量因子在87%以上。 2006年世界上只有中国、日本和俄罗斯的总发电量能够超过美国核电的发电量，而美国核电生产成本仅为每度1.72美分。
针对近两年来美国电力短缺日益严重，布什政府于2001年5月提出全面解决能源问题的《国家能源政策报告》。其中最引人瞩目的措施之一是将长期有争议的核能作为增加电力供应的重要来源的一部分。
法国的核电之路
核电是法国的动力之源。法国目前拥有59座核反应堆，总装机容量超过63Gwe，每年提供4000亿千瓦时以上的电力。20世纪七八十年代的石油危机，促使化石能源匮乏的法国选择了发展核电的道路。现在，法国80%的能源来自核能，15%来自水电，5%的调峰用电来自煤和石油。这得益于长期坚持的推进能源自主政策。法国还是世界上最大的电力净出口国，每年因此获得约26亿欧元的收入。
当前的形势归功于法国政府1974年在第一次石油危机之后做出的快速扩展核电装机容量的决定。此决定是在法国拥有丰富的重工业专业技术同时国内能源资源短缺的背景下做出的。核能的燃料成本在总成本中所占比例相对较小，对最大程度减少进口起到良好作用。
1974年决定的成果是，法国现在实现了相当程度的能源自主，以及几乎是欧洲最低的电力成本。法国电力生产结构中，核电和水电份额达到90%以上。
上世纪70年代绝大部分时间里，法国都是一个电力净进口国，现在已经逐步成长为一个电力净出口国。1999年出口电力630亿千瓦时，销售收入26亿欧元。法国因此成为世界上最大的电力净出口国，电力成为法国第4大出口商品。(邻国意大利，没有一座运行的核电站，是欧洲最大的电力进口国，绝大部分进口电力来自法国。)英国已经成为法国电力的主要消费国。
据统计，法国是世界上核能发电相对比例最高的国家，更是全球最大核反应堆生产商 Areva 和世界顶级核电公司 EDF 所在地，为世界第二核电大国。虽然论机组数量，法国与拥有上百台机组的美国相比，似乎差距不小；然而事实上，高科技的水平体现在其最新成果上，美国在 1980 年后就再没建过一台新机组，而法国的核电机组却大多是此后才建的。目前世界上新一代核电中容量最大、技术最先进的核电机组是在法国，而不是在美国。
法国政府计划在2012年建成第三代(EPR)反应堆的首台机组，2015至2020年具备批量建设第三代反应堆的能力，2035年完成第四代反应堆的开发。
日本的核电现状
自上世纪50年代以来，日本政府就一直将核电开发作为解决能源短缺问题的主要手段而备加重视。早在1954年，日本开始了以核电为代表的民用核能开发相关技术的研究。自1966年第一座核电站正式投入运营以来，日本的核电规模以年均新增1.5座核电机组的速度迅猛增长，核电在日本能源消耗总量中所占比重也随之节节攀升。在经历了上世纪70年代的“石油危机”之后，日本更加重视能源的多样化发展和自给率的提高，其中核电更是被视为替代石油能源的主力能源而受青睐。上世纪80年代末，核电占日本全国总发电量的比重首次超过石油、天然气、煤和水力等传统能源的发电量而跃居榜首，占全国总发电量约三分之一。截至2005年底，日本已建成并投入运行的核动力反应堆为54座，总功率为4800余万千瓦，其规模仅次于美国和法国，名列世界第三。同时，大规模开发利用核电还使得日本的能源自给率由原来的4%上升到现在的18%左右，提高了14个百分点。
日本政府2007年度财政预算案日前在国会通过并开始执行。该预算案引人注目的地方在于，核能开发与运用的预算经费今后将大幅增加。据日本原子能委员会核算，2007年度日本用于核能开发利用和相关研究领域的经费高达4831.55亿日元(约合41.55亿美元)，与2006年度相比，增幅为 9.4%。
国际核电企业以日系为中心，正在逐步形成三足鼎立的局面：日本富士财团的日立、美国通用、日本三井财团的东芝以及美国西屋、日本三菱财团的三菱重工和法国的阿海珐。日本在核电技术和市场的垄断雏形已经出现。
亚洲国家的核电发展
美国能源情报局(EIA)的有关调查显示： 2005 年，在亚洲地区的中国、日本、韩国和印度四国的核发电能力总计 5400 万 KW，预计到 2020 年，四国的核电发电能力将上升到 9700 万 KW，即 15 年内将新增发电能力 4300 万 KW，增长幅度近 80%。其中，中国计划新建 31 座核电站,印度计划新建 28 座核电站，中国和印度将成为领跑国际核电建设的两支主力。
截至 2002 年底，在世界范围内运行中的核电机组超过 440 个，总装机容量约 3.5~3.6 亿 KW，占全球供电比重 16.1%；在欧洲和日本，核电占比达到在 30%以上；有 17 个国家核电占全国总发电量 1/4 以上，如法国 77%、韩国 38%、日本36%、美国 29%及英国 28%，而中国只占 0.7%。
|
|
|
|
协会简介
协会章程
组织机构
常设机构
入会程序
历史回顾
