产煤大省电煤供应紧张的症结和出路
报告类别：调查报告
行业分类：能源
调查地点：陕西
调查机构：陕西省统计局
报告来源：陕西省统计局
报告内容：
近年来，由于全国各地相继出台了关停小煤矿政策，加大煤炭安全生产管理力度，特别是近几年钢铁、建材、有色等高耗能行业的快速发展，煤炭需求量急剧上升，全国的煤炭供应形势骤然吃紧。受此因素影响，电力行业特别是占我国发电总量70%的火力发电受到很大冲击。由于电煤库存减少，发电量不足，许多省市开始出现了拉闸限电现象。临近2003年末，包括湖南、江苏、湖北、浙江等21个省区市的拉闸限电之声此起彼伏，“电荒”波及范围之大出人意料。为了缓解用电紧张，许多省市采取保生活、压生产的措施，“开二停一”、“开五停二”或“开三停四”的供电计划纷纷出台。“电荒”给国民经济和人民生活带来不小影响。
陕西是以火力发电为主的省份，火力发电对全省的电力供应具有举足轻重的作用。2003年陕西全省发电量为411.21亿千瓦小时，其中火电367.57亿千瓦小时，占发电量的89.4%，电力工业对煤炭有着巨大的需求。2004年2月6日，由于秦岭、渭河、蒲城发电厂在内的火电厂关停了220万千瓦容量的发电机组，西安、渭南、铜川、延安、榆林、汉中、安康和商洛等八个城市部分地区开始拉闸限电，并持续近一个星期，这样大范围、长时间的拉闸限电现象在近几年来是少见的。多家电厂关停机组的原因是什么？我们组织有关人员多方面深入调查，其根本原因是电煤供应不足，那么是煤炭产量下降？还是运输环节出现问题？电煤供应不足的原因究竟何在？
市场煤与计划电价格之争，直接导致陕西电力供应紧张
2003年，全省生产原煤1.17亿吨，从2000年的全国第12位上升到2003年的第5位，比上年增长27.5%；销售原煤1.15亿吨，增长29.4%(数据来自省煤炭局)。全年西安铁路分局煤炭发送量2029万吨，比上年增长20.6%，创历史新高；神木北站煤炭发送量1019.3万吨，增长50.7%。煤炭行业总体形势是产量增，运量增，"电荒"与煤有一定关系，但不是主要原因。陕西的6000千瓦及以上的火电装机容量为650.15万千瓦，大于夏季用电高峰期全省日用电最大负荷的600万千瓦，2003年向外输送电力40多亿千瓦时。陕西电力供应紧张的成因与全国范围内近2年“电荒”有着本质上的不同，既与煤炭产量、运输无关，也与电力发展的宏观规划无关。问题的症结在于电煤的价格。
从全国范围看，2003年大面积的拉闸限电原因主要有以下几点：一是由于经济快速增长，导致电力需求加快。随着国民经济的重化工业倾向日益明显，钢铁、建材、有色、化工等高耗电行业快速发展，重工业用电增长速度大大加快。其次，随着消费结构、生活水平的提高，生活用电的需求量逐步增大。三是2003年干旱缺水，水力发电量减少。四是国家对于电力行业基础设施建设的投资相对不足。由于对未来发展的把握不够，导致了对电力投资的计划滞后，国家对于电力基建的投资占整个基建投资的比例由“八五”时期的12%降到“九五”时期的8%，2003年回升到8.6%，电力投资增长放缓。五是国家治理整顿小煤炭生产企业,治理公路超载，对煤源、煤炭运输也有一定影响。
在此情况下，原煤价格持续上涨。陕西的煤炭工业逐步摆脱了前几年需求不足，供给过剩，价格下滑的局面，煤炭企业开始出现转机，走出低谷。2003年陕西的煤炭生产呈现出产销两旺，安全稳定好转，企业经济效益和职工收入提高的新局面。全年省属国有重点煤矿完成工业总产值25.86亿元(包括非煤产值4.3亿元)，比上年增长34.5%；补贴后实现利润2.02亿元；职工平均收入9806元，增加1100元，增长12%(数据来自省煤炭局)。在2004年全国煤炭订货交易会上，我省共签订省外供煤合同6287万吨，比上年增加2700多万吨。这些因素都要求电力企业根据市场供求情况上调电煤价格。
2002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。从2002年开始，国家取消电煤指导价，煤价开始进入市场化。
另一方面，由于陕西煤炭资源充足，一些电力企业从投产起就依赖价格较低的地方煤炭，而不愿采购或者少采购国有重点煤矿的煤炭；还有一些电力企业出于节约成本的考虑，在煤炭供应宽松时，自行大量减少国家订货计划，只按一定比例(约70－80%)订购电煤，缺额部分通过市场采购低价地方煤补齐。小煤矿因安全原因关停及大面积治理运输超载以后，这些电厂因缺乏稳定的煤源和运输保障，宁可停机也不愿意采购市场价格较高的煤炭，从而出现较大的缺额空间，陕西的电煤供应矛盾开始逐步尖锐起来。
2002年末，在省煤炭运销集团和省电力燃料公司历时两个多月多轮洽谈仍未签订电煤合同的情况下，省上领导和经贸委进行协调，电煤双方初步签订了2003年电煤供应合同，但许多遗留问题没有得以解决，电煤双方摩擦不断。电煤价格、结算问题、合同履行问题和煤炭的质量、数量检验问题导致2003年国有重点煤矿向省内电厂供应电煤量为1400万吨，不足总需求的50%(此数据由省煤炭运销公司提供)，造成去年冬季电厂库煤较少。在省属国有重点煤炭企业保证了春节的电煤供应之后，各电厂库煤基本告罄，于是多家电厂在2004年初相继关停机组，直接导致了全省范围内的电力供应紧张局面。
政府调节使电力供应紧张局面得以缓解，但矛盾仍未得到彻底解决
国家发改委在2003年末宣布，经国务院批准，从2004年1月1日起，全国省级及省级以上电网统一调度的燃煤发电机组的大工业上网电价每千瓦时上涨0.7分钱，以抵消电煤价格上涨造成的给电力企业带来的成本压力。2004年1月8日省政府办公会议明确，热值在5000-5300大卡/千克范围内的电煤价格为137元/吨。又经2月8日省政府专题会议协调之后，陕西的电煤合同终于在2月中旬签订，煤炭企业开始按照新的电煤合同向电厂供煤，陕西电力供应紧张的局面暂时得以缓解。
但是，由电煤供应引起电力供应紧张的根本原因并没有彻底解决，煤炭企业的价格上涨要求与电力企业设定的"底线"相差甚远，再次发生限电的可能性仍然存在。
从产煤方的观点看，虽然省内电煤价格上调了13.42元，但与省外电煤差价仍在10-15元/吨(此数据取自省煤炭运销公司)，而且煤价结算、合同履行和质量、数量检验都还有一定变数；另一条理由是国有重点煤矿职工人均收入低于全国平均水平，与电力企业职工人均收入差距更大，而陕西煤炭企业2003年上交的税金是利润的1.6倍，在三十九个工业大行业中列第六位，在能源类初级产品中列第一，有理由要求缩小上下游企业的利润差距。
从发电方的观点看，近四五年来，煤炭一直在涨价。煤炭行业有困难，包袱重，是事实。但如果一味向下游转嫁压力，电力也吃不消。据称这些年全国电力企业已经消化煤炭提价带来的成本上升达数百亿元，潜力已经有限，如果继续涨下去电厂也会亏损；另外电价上涨的0.7分钱远不能与煤价上涨带来的成本增加相比。国家电网公司一位不愿透露姓名的官员把账算得更加"专业"。他说，例如一个装机容量为135万千瓦的电厂，上网电价涨7厘，发电量要增收4900万元，煤价涨12元，他们的支出要增加4200万元，理论上增收700万元。但是计划内的煤到货量只能达到70%到80%，剩下的部分都要走计划外，计划外的加价要高于计划内的加价，所以企业还是亏损。
从宏观经济的角度看，一些问题值得我们反思。中国煤炭行业生产效率很低，煤矿的盈利能力极差，目前市场上的煤炭价格上涨带给煤矿的正面与负面效应同时存在，涨价能不能让煤炭企业进入良性发展值得怀疑。中国电力企业的劳动生产效率也是较低的，而且仍处于高度垄断之下，煤炭和电力价格上涨反而有可能削弱其竞争能力。
受经济快速发展，特别是重点耗能行业以及机械、房地产等行业的快速扩张，今后一个时期，电力、煤炭、石油等重要资源与经济快速发展之间的供求矛盾仍然会比较紧张。上游产品价格上涨对价格总水平上升的影响逐渐增大。2004年一季度我省煤炭出厂价格涨幅23.2%，引起相关下游产品价格上涨，其中电、水等产品价格上涨较大，成本对物价的推动越来越强。虽然零售市场物价涨幅不十分明显，但企业内部沉淀的涨价因素在增加，潜在通货膨胀压力明显增大。
再从解决煤电矛盾的手段上看，我省的电力和煤炭企业长期习惯于依靠政府协调解决各方矛盾。煤价下跌时，国有重点煤矿要求电厂确保使用自己的煤炭。煤价上涨时，电厂要求国有重点煤矿按照低于市场价的价格供应电煤。矛盾无法解决时，双方均要求政府出面协调价格和供应量，形成了依靠“政府干预”来维系两者关系的局面。在此情况下，政府干预体系承受着巨大的压力和难度。这一点从国家发改委表态明年不再继续召开煤炭订货会可见端倪。
煤炭电力价格联动简析
在此次“电荒”之中，煤电价格成为双方矛盾的焦点。为了解决问题，电力企业强调煤电价格联动的必要性，以化解煤炭涨价带来的成本压力。同时要求煤炭企业提高生产效率，降低成本。就此我们对省内电煤价格和销售电价作了一个简单的调查，并进行了细致分析。根据省煤炭运销公司提供的资料，从1997年开始，国家对发电用煤实行政府指导价，1997年的省内电煤平均价格为117.58元/吨，1998-2001年由于煤炭市场疲软，电煤价格维持1997年的水平，2002年省内电煤政府指导价为123.58元/吨，2003年根据全国煤炭供货会精神，我省供省外电煤价格上调8元/吨，省内电煤价格未调。2004年，根据国家发改委意见，省长办公会议决定，热值在5000-5300大卡/千克的电煤价格为137元/吨。也就是说省内电煤价格从1997年到2004年共上涨19.42元/吨。根据省电力公司提供的数据，1999-2002年平均供电煤耗为412克/千瓦时到399克/千瓦时，据此计算，1吨煤可以供电约2460千瓦时，从1997年以来由于电煤价格上涨，给每千瓦时供电增加的成本为0.00789元。根据我们从省物价局取得的资料，从1997年到2004年普通工业用电平均上涨0.113元/千瓦时，大工业电度电价平均上涨0.077元/千瓦时。以上数据证明，电力企业因为电煤价格上涨带来成本增加，要求上调电价理由并不充分。从全国范围看，在这7年中，全国各地的电价(包括工业和城市居民用电)都不同程度增加，河南、山西有的电价涨幅超过30%，北京市居民用电价格上调幅度甚至超过80%。所以用市场化的煤炭价格根本无法联动高度计划性的电力价格。而且，近几年来，我国的电力价格一直不断上涨，目前已处于较高水平，而过高的电价对吸引投资、提升我国产品竞争力都形成了障碍。
从煤炭价格来看，上涨幅度也受到较大限制。由于中间环节成本过高，一方面煤炭出矿价偏低，另一方面市场最终用户价格正在逐步接近国际市场价格，这不仅导致企业盈利水平有限，同时也制约了出矿价格的进一步上涨。2003年陕西国有重点煤矿补贴前亏损15207万元，企业盈利水平低可见一斑。在东部沿海地区最终用户价格已接近国际市场价格的形势下，如出矿价格继续上涨，势必刺激进口增加。而且由于煤炭占我国能源消耗总量的60%以上，煤炭价格上涨会对通货膨胀形成强劲的推升动力。
提倡节约能源，建立监控预警机制，加快电力改革，提倡和鼓励发展煤电长期合作战略
近几年来，我国国民经济持续快速发展，工业经济增长明显加快，一些能源消耗行业生产呈现快速增长的势头，能源总体需求明显扩大，价格不断上升，资源对经济发展的制约作用开始显现，我国基础能源产品能否支撑国民经济的持续发展，是一个十分严峻的问题。由“煤荒”引起的“电荒”、“油荒”，让人们开始担心，中国是否已经陷入能源危机？当前持续发生的能源“三荒”再次告诫我们，中国并不是一个能源富裕的国家，节能降耗至关重要。国务院发展研究中心副主任陈清泰更是提出：为确立节能的战略地位，建议把节约资源提升到基本国策的高度，将“控制人口，节约资源，保护环境”并称为新时期的基本国策。另一方面要加强能源危机的预警机制，加强动态监测，健全信息网络和监测预警制度，准确把握供需形势，发现问题，及时解决。
煤电本是唇齿相依，但长期以来，二者在电煤价格问题上却总是纷争不止。煤电之争的根本原因在于二者的供求关系并不是完全由市场机制决定的。解决煤电价格之争的根本出路还须消除制度障碍，转变政府职能和改革投融资管理体制，提倡和鼓励发展煤电合营以及长期合作的模式。具体途径：
一是真正让市场机制来决定供求关系，在煤炭和电力两个行业建立规范、通畅的进入和退出机制，鼓励各类资本在符合产业政策、安全标准的前提下进入煤炭、电力市场。从煤炭生产安全的角度关闭小煤窑十分必要，但关闭的标准不是规模的大小，而是以安全标准和环境标准来衡量。电力市场进入的问题还要有赖于电力体制改革能否取得成效。
二是加快电力改革。有专家指出，电网从某种意义上说是为公众服务的公益性部门，要压缩它的利润，这是电力改革的一个大方向。现在电网企业并不是经营得多好，但它依靠行业垄断获得巨大利润。2003年陕西省电力热力的生产和供应业在岗职工平均工资为17388元，比全省平均水平高5927元，比煤炭开采和洗选业高7857元。电力、燃气及水的生产和供应业的在岗职工平均工资在全省二十大行业中排名第三。电力企业职工获得的优厚待遇与煤矿工人高危的艰苦工作环境以及低收入相比，存在着严重的社会不公，应该逐步改革电力企业投资体制，降低电力企业的投资回报率，让电力企业真正做到给消费者让利，给生产企业让利，创造经济发展的良好环境。而发电企业改革的方向就是要市场化，不仅要有国有发电企业之间价格等方面的公平竞争，更重要的是要引进民营资本、外资等加入竞争，加快这个行业的发展。
三是打破行业界限、地域界限和所有制界限，提倡和鼓励发展煤电合营或形成煤炭企业与电力企业的战略性联盟。一方面解决煤炭企业仅提供初级产品的问题，延长了煤炭企业的产业链，提高了产品的附加价值；另一方面保证了电力企业煤炭价格和供应的稳定性，减少了供应环节的风险。鼓励煤电双方通过竞价招标，签订中长期购销合同，一定要做到新建燃煤火电在建设前必须落实煤炭来源。
四是降低煤炭产品税负，减轻煤炭企业税收负担，为电煤创造降价的外部空间。1994年国家税制改革后，煤炭企业纳税总额大幅度增加。1999-2000年与1993年相比，国有重点煤炭企业平均纳税额增长1.89倍。据国家统计局资料分析，2002年增值税实际税负比1993年增加了近6个百分点。还有从计划经济时期沿袭下来的一些收费，已经形成了煤炭企业的刚性支出。如铁路建设基金2002年全行业支出高达140亿元，占当年规模以上煤炭企业年销售收入的7.3%。可以考虑国际上通行的煤炭企业税收办法与我国煤炭企业的实际情况，适当降低煤炭企业的产品税负，为煤炭企业良性发展创造条件。
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