火电企业无钱买煤 四季度缺电依旧
2011/9/16 7:43:23 新闻来源：
来源：南方日报
煤电联动名存实亡，煤价波动令电厂不堪重负
“五行缺电”，这是部分中小企业对当前电力紧缺状况的自嘲。对于中小企业来说，尽管炎炎夏日刚过，但第四季度持续缺电的局面仍难以打开。
而对于火电企业来说，“发一度电亏一度电”成为它们的真实写照，煤炭价格的高位波动使之难以摆脱成本的压力。
谁最该为煤价的波动“埋单”？火电企业与电网企业同时浮出水面。对于决策者来说，不光需要考虑煤炭与电力间的机制问题，CPI也将成为重要的考量依据。
现状火电企业无力为继？“开五停二”、“开四停三”，这是广东部分地区中小企业由于缺电遭受的生产困局。对于它们来说，在今年这个高温夏季，不仅要面临人力成本上升、资金链紧张的压力，缺电也让它们如“热锅上的蚂蚁”。
东莞一家小水泥厂的老板告诉本报记者，自进入夏季后，“开五停二”、“开四停三”的限电措施就笼罩在它们头上，严格限制用电量成为企业生产的一道“隐性门槛”。而受到限电的影响，广东水泥市场价格也“水涨船高”，平均每吨上涨20-30元。
窥一斑而知全豹。根据8月31日南方电网公司通报，目前全网电力缺口将近15%。自8月以来，南方电网最大统调负荷达到11127万千瓦，全月有14天错峰负荷超过1000万千瓦，供电形势异常严峻。
除广东外，南方省区的贵州、广西、云南等地也出现不同程度的电力紧张格局。近日，山西省10多家火电厂的联名上书引起舆论的关注。由于煤炭价格上涨过快，电厂持续亏损，已经普遍陷入“没钱买煤”的困境。
据了解，一般情况下，火电企业通过上网电价，将电卖给电网，电网再通过终端电价销售给居民。而造成产煤大省火电企业“无钱买煤、无力发电”的格局，主要原因是中西部地区的上网电价较南方地区低。长期以来，该省上网标杆电价未脱硫为0.3103元/度时，硫电价为0.3253元/度，尽管今年4月山西上调上网电价，增加2.6分/度，但“这近乎杯水车薪”。
国泰君安电力行业分析师王威告诉本报记者，目前情况下，火电企业如果不是头戴“国企”的帽子，加上影响范围较广的话，它们肯定早就不发电了。
原因：煤价上涨库存下降
对于火电企业来说，煤炭价格的居高不下抬高了企业的发电成本。根据中电联的统计数据，相比2003年，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过150%，但销售电价涨幅仅有30%左右。
目前，在需求增加、库存减少等因素影响下，煤炭价格开始止跌回升。截至目前，山西地区动力煤车板价格出现上涨，大同地区5000、5800、6000大卡发热量动力煤车板价格分别报收695元/吨、715元/吨及745元/吨，周环比均上涨10元，产地动力煤价格上涨预期强烈。
库存方面，对于“靠煤吃饭”的火电来说也不容乐观。截至9月11日，秦皇岛港煤炭库存量667.6万吨、国投曹妃甸港煤炭库存量182万吨、京唐港区煤炭库存量278万吨、天津港煤炭库存量224.7万吨。较上周相比，环渤海四港煤炭库存量再次减少93.2万吨，除天津港煤炭库存量增加外，秦皇岛港、京唐港区、国投曹妃甸港煤炭库存量均有所减少。
业内有关人士表示，数大港口煤炭库存的下降，加上火电厂通常在9、10月份进行冬季备煤，需求的增加导致煤炭价格出现逆转，预计国内动力煤价有望继续反弹。
煤炭价格的逆转对于火电企业来说意味着“不幸”的消息。据中电联的统计调查，今年1至7月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损达74.6亿元。其中，火电亏损的情况加剧，从4月至7月份，火电业务分别亏损17.1亿、16.9亿、29.0亿和28.5亿元，亏损额呈现扩大趋势。
“如果电价不作调整，今年四季度依然会存在电力短缺的情况，甚至大胆一点地说，未来数年会一直存在电力短缺的现象”，国泰君安电力行业分析师王威表示。
求解：火电和电网能否价格联动
“发一度电、亏一度电，但又不得不发”，这即是目前火电企业面临的窘境。中投顾问相关分析师指出，一方面火电企业的亏损迫在眉睫，一方面国内出于CPI的压力不能上调终端电价，这将导致“电荒”进一步恶化。
中电联相关负责人表示，按照目前的测算成本计算，由于煤炭价格的上涨，电企止损价格已超过目前3分/度，“现在每度4分都不止，因此，需要尽快重启煤电联动”。
煤电联动肇始于2004年年底，当时规定，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%，便相应调整电价。2005年5月和2006年6月曾两次实行煤电联动，销售电价每次上涨约5分/度。但受其他因素影响，后来这一机制未能继续实施。
王威认为，对于电力出现的持续短缺的状况，这是多年的历史遗留问题，矛盾积累到一种程度产生的结果。“目前而言，没有比‘煤电联动’机制更有效的化解方法。未来随着机制改革的深化，可以采用相应的经济手段进行解决”。
然而，除了重启“煤电联动”机制的观点外，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，尽管煤电联动进行多年，但始终不能依靠其解决当下的“电荒”矛盾，不如寻找其它的有效方法解决。
林伯强表示，由于电价分上网电价与销售电价，二者分别决定电厂与消费者的成本价。不如将煤炭价格的涨跌传导至电网上价，即在煤炭企业和电网企业之间实行“价格联动”，让电价的涨跌传导至电网部分，然后通过财政资金对电网企业进行补贴，而补贴资金来自煤炭企业的资源税收。
如果采用这一方法，由于上网电价只影响电网企业的利润，居民不用承受由于上网电价上涨造成的CPI压力；同时，理顺了煤炭与电力之间的机制，有利于解决“电荒”的难题。（记者 彭国华）
煤电联动名存实亡，煤价波动令电厂不堪重负
“五行缺电”，这是部分中小企业对当前电力紧缺状况的自嘲。对于中小企业来说，尽管炎炎夏日刚过，但第四季度持续缺电的局面仍难以打开。
而对于火电企业来说，“发一度电亏一度电”成为它们的真实写照，煤炭价格的高位波动使之难以摆脱成本的压力。
谁最该为煤价的波动“埋单”？火电企业与电网企业同时浮出水面。对于决策者来说，不光需要考虑煤炭与电力间的机制问题，CPI也将成为重要的考量依据。
现状火电企业无力为继？“开五停二”、“开四停三”，这是广东部分地区中小企业由于缺电遭受的生产困局。对于它们来说，在今年这个高温夏季，不仅要面临人力成本上升、资金链紧张的压力，缺电也让它们如“热锅上的蚂蚁”。
东莞一家小水泥厂的老板告诉本报记者，自进入夏季后，“开五停二”、“开四停三”的限电措施就笼罩在它们头上，严格限制用电量成为企业生产的一道“隐性门槛”。而受到限电的影响，广东水泥市场价格也“水涨船高”，平均每吨上涨20-30元。
窥一斑而知全豹。根据8月31日南方电网公司通报，目前全网电力缺口将近15%。自8月以来，南方电网最大统调负荷达到11127万千瓦，全月有14天错峰负荷超过1000万千瓦，供电形势异常严峻。
除广东外，南方省区的贵州、广西、云南等地也出现不同程度的电力紧张格局。近日，山西省10多家火电厂的联名上书引起舆论的关注。由于煤炭价格上涨过快，电厂持续亏损，已经普遍陷入“没钱买煤”的困境。
据了解，一般情况下，火电企业通过上网电价，将电卖给电网，电网再通过终端电价销售给居民。而造成产煤大省火电企业“无钱买煤、无力发电”的格局，主要原因是中西部地区的上网电价较南方地区低。长期以来，该省上网标杆电价未脱硫为0.3103元/度时，硫电价为0.3253元/度，尽管今年4月山西上调上网电价，增加2.6分/度，但“这近乎杯水车薪”。
国泰君安电力行业分析师王威告诉本报记者，目前情况下，火电企业如果不是头戴“国企”的帽子，加上影响范围较广的话，它们肯定早就不发电了。
原因：煤价上涨库存下降
对于火电企业来说，煤炭价格的居高不下抬高了企业的发电成本。根据中电联的统计数据，相比2003年，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过150%，但销售电价涨幅仅有30%左右。
目前，在需求增加、库存减少等因素影响下，煤炭价格开始止跌回升。截至目前，山西地区动力煤车板价格出现上涨，大同地区5000、5800、6000大卡发热量动力煤车板价格分别报收695元/吨、715元/吨及745元/吨，周环比均上涨10元，产地动力煤价格上涨预期强烈。
库存方面，对于“靠煤吃饭”的火电来说也不容乐观。截至9月11日，秦皇岛港煤炭库存量667.6万吨、国投曹妃甸港煤炭库存量182万吨、京唐港区煤炭库存量278万吨、天津港煤炭库存量224.7万吨。较上周相比，环渤海四港煤炭库存量再次减少93.2万吨，除天津港煤炭库存量增加外，秦皇岛港、京唐港区、国投曹妃甸港煤炭库存量均有所减少。
业内有关人士表示，数大港口煤炭库存的下降，加上火电厂通常在9、10月份进行冬季备煤，需求的增加导致煤炭价格出现逆转，预计国内动力煤价有望继续反弹。
煤炭价格的逆转对于火电企业来说意味着“不幸”的消息。据中电联的统计调查，今年1至7月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损达74.6亿元。其中，火电亏损的情况加剧，从4月至7月份，火电业务分别亏损17.1亿、16.9亿、29.0亿和28.5亿元，亏损额呈现扩大趋势。
“如果电价不作调整，今年四季度依然会存在电力短缺的情况，甚至大胆一点地说，未来数年会一直存在电力短缺的现象”，国泰君安电力行业分析师王威表示。
求解：火电和电网能否价格联动
“发一度电、亏一度电，但又不得不发”，这即是目前火电企业面临的窘境。中投顾问相关分析师指出，一方面火电企业的亏损迫在眉睫，一方面国内出于CPI的压力不能上调终端电价，这将导致“电荒”进一步恶化。
中电联相关负责人表示，按照目前的测算成本计算，由于煤炭价格的上涨，电企止损价格已超过目前3分/度，“现在每度4分都不止，因此，需要尽快重启煤电联动”。
煤电联动肇始于2004年年底，当时规定，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%，便相应调整电价。2005年5月和2006年6月曾两次实行煤电联动，销售电价每次上涨约5分/度。但受其他因素影响，后来这一机制未能继续实施。
王威认为，对于电力出现的持续短缺的状况，这是多年的历史遗留问题，矛盾积累到一种程度产生的结果。“目前而言，没有比‘煤电联动’机制更有效的化解方法。未来随着机制改革的深化，可以采用相应的经济手段进行解决”。
然而，除了重启“煤电联动”机制的观点外，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，尽管煤电联动进行多年，但始终不能依靠其解决当下的“电荒”矛盾，不如寻找其它的有效方法解决。
林伯强表示，由于电价分上网电价与销售电价，二者分别决定电厂与消费者的成本价。不如将煤炭价格的涨跌传导至电网上价，即在煤炭企业和电网企业之间实行“价格联动”，让电价的涨跌传导至电网部分，然后通过财政资金对电网企业进行补贴，而补贴资金来自煤炭企业的资源税收。
如果采用这一方法，由于上网电价只影响电网企业的利润，居民不用承受由于上网电价上涨造成的CPI压力；同时，理顺了煤炭与电力之间的机制，有利于解决“电荒”的难题。（记者 彭国华）
