为此事着急的不仅是桑莱特公司,我省最大的火电厂黔北电厂(总装机170万千瓦)因电煤库存不足已多次告急。

　　黔北电厂缺煤只是我省电煤紧缺的一个缩影。目前,我省部分电厂存煤量不足一天,全网统调火电机组因缺煤停机减负荷最高时已超过220万千瓦,1至7月仅因缺煤就少发电36亿千瓦时,影响全省生产总值180亿元。此外,煤质也严重影响火电厂的发电能力。据介绍,由于劣质煤问题,每天影响20万至40万千瓦的火电发电能力,这相当于一台大型机组停运。

　　贵州是产煤大省,难道真的缺煤吗?

　　电煤结构的特殊性与供应的区域性

　　对于这个问题,业内人士认为,首先要搞清电煤结构的特殊性和供应的区域性。

　　目前,毕节地区共有煤矿524处,总规模为1956万吨/年,在建矿井60处,总规模1869万吨/年。区内的黔北电厂、纳雍电厂满负荷运转时日耗煤分别为1．7万吨、1．2万吨,全年总耗煤1000万吨左右,从煤矿总产量与电厂总消耗量看,煤炭并不短缺。毕节地区开采出的煤炭分块煤和粉煤,量比各占5成,电煤主要以粉煤为主(粉煤价格低又能满足发电各项指标的需要),不足时才以块煤补充(块煤的价格高将加大电厂的经营成本),这就构成了电煤结构的特殊性。

　　黔北电厂电煤主要来源于乡镇煤矿,到厂价定为136元/吨。到厂价构成结构为煤本费(坑口价)+税费(煤矿所在地征收的税费)+运费+税差(运输环节产生的税)。在此公式中,销售价格(到厂价)固定,税费相对固定(各县不同、县内一致),而运费由于运距的不同成为一个变量,这一变量与税费一起决定了煤炭坑口价(与矿主收益直接相关)。另一方面,销售价格(到厂价)的固定,决定了运费这一变量理论上的最大承受值,也就是可供电煤最大的范围(运费单价相对固定)。以黔北电厂电煤的到厂价136元/吨为例,税费按30元/吨为标准,运费单价按市场平均价0．9元吨/公里计算,离电厂远10公里,矿主每吨煤将少收益9元,而矿主收益为零时,也就是理论上可供电煤最大范围为117．7公里。如果按电煤目前市场最低价位(坑口价)80元计算,可供范围仅为28公里,这一范围还不能覆盖黔北电厂所在金沙县的全境。金沙县日产煤在2万吨左右,粉煤有1．1万吨,即使全部供给黔北电厂,其电煤每天的缺口仍有6000吨。金沙周边大方、织金、黔西三县日产粉煤超过6000吨,如果要三县向黔北电厂供煤,可供范围超过100公里,这就意味着每吨电煤的到厂价将超过200元。

　　从全省范围看,1至10月,我省煤炭产量完成7110．61万吨,全年原煤产量可力争超过9000万吨,以明年我省电煤总需求3800万吨计,煤炭供给也不应成问题。由此,业内人士认为,电煤的不足应表达为:在价格一定的情况下,可供范围内电煤的不足。

　　电煤价格上扬能否解决供需矛盾

　　有人认为,由于新建火电厂的配套煤矿建设滞后,贵州“大煤保大电”的格局一时难以形成,要解决电煤供需矛盾,关键在于电厂能给一个什么样的价。

　　持此看法的人士还算了一笔账,以发电企业的上网电价0．235元/千瓦时为基础,标煤以最高500克发1千瓦时电计算,一吨煤至少可以发电2000千瓦时,销售收入是470元。通常电煤成本占发电成本的75%,统配煤每吨155元(我省现阶段电煤的指导价为国有重点煤矿:155元/吨、新建大中型矿井:138元/吨、乡镇煤矿到厂价:128元/吨),加上30元运费及其他成本,每吨煤电厂获得的税前利润为221元。他们认为只要电厂能压缩自己的利润空间,煤电利益之争就不难解决。

　　有的市场人士对上述看法持不同观点,他们认为:煤电各方的利润空间可以调整,但由于电煤品质的特殊性和可供范围的有限性,决定了电厂单方面涨价不能缓解电煤紧张局面。抛开电厂盈利空间不谈,让电煤价格与市场接轨,我们会发现,电煤可供范围内分布着与电厂争夺资源的许多“煤炭需求点”,因为运距的优势,这些“点”相对电厂拥有对资源更强的控制力,在整个煤炭市场需大于求、可供范围的核心部分电煤供应不足时,电煤提价只会导致煤价的整体上涨,而且,电煤价格无法赶上市场价格。

　　在黔西县,8月份粉煤的市场价格维持在60至90元/吨(坑口价),主要销售方向是贵阳和本地一些蜂窝煤厂。桑莱特公司进入黔西收购电煤后,造成了粉煤的相对短缺,目前,桑莱特公司电煤的收购价为56至90元/吨(坑口价),已平了8月份的市场价,而当地11月份的粉煤市场价已上扬到110至160元/吨(坑口价)。桑莱特公司进入大方、织金收购电煤也遇到了同样的问题。

　　因此,这部分人士认为,要长久解决电煤供应问题,要靠加快可供范围核心部分煤矿的建设。

　　煤电博弈背后的各方利益诉求

　　然而,贵州需要相当一段时间才能形成“大煤保大电”的格局,当前,如何缓解电煤瓶颈呢?有关人士认为,为了降低行政成本和取得效益,首先要搞清煤电博弈背后各方的利益诉求。

　　其实,参与煤电博弈的远不止煤电双方,政府、煤炭经营公司在其中也充当着重要角色。

　　就在9月23日,南方电网顺利实现向广东送电1000万千瓦,在这1000万千瓦中贵州承担380万千瓦,成为“西电东送”的主力军。这正是我省的战略诉求————将贵州尽快建成南方重要必威手机登陆在线网页 基地。

　　为加快这一目标的实现,维持相对低廉的电价以便在西电东送中占据优势,理所当然成为省内高层的决策基础。

　　由于这一诉求的存在,煤电博弈的主角————电力方面就有理由要求政府以行政手段干涉电煤价格。

　　从具体管理煤矿的地方政府来看,态度有两种。区域内无火电厂的,希望煤炭价格的上涨刺激煤炭生产,以此获得更多的税费收入。这一诉求影响他们对煤炭价格的干涉力度;区域内有电厂的,干涉相对更具力度,因为他们可以通过电厂直接、间接获利。

　　从煤炭生产方来看,我省目前煤炭生产以乡镇煤矿为主,近年来江浙资本大举进入这一领域。今年乡镇煤矿产煤占总产量的80%以上。由于高额的进入成本以及煤炭生产的高风险性,单位煤价的上升成为经营者的主要诉求。

　　煤炭经营公司则希望将更多的煤炭运往省外,赚取省内省外煤炭价差,这一诉求加剧了省内煤炭供应的紧张程度。

　　有关人士指出,上述各方诉求都应照顾,这有利于煤炭和电力的共同发展。

　　解决路径

　　从我省煤炭销售情况看,1至10月销售总量为7161．85万吨,向省外销售2658．81万吨,省内煤炭供应总量为4503．04万吨,其中电煤供应2350．24万吨,占52．19%。可见,省外市场和电煤需求是影响供求关系的主体。

　　从二者所需煤炭品种结构看,省外销售主要是块煤和洗精煤,电煤以粉煤和洗混煤为主。

　　因此,市场人士指出,省外市场和电煤的需求是影响省内煤炭价格的主要因素,但由于省外市场和电煤所需品种不同,二者的价格互动并不明显,只是一种间接影响。

　　目前,贵州煤炭存在两种收益差:一是电煤价与省内市场价不同造成的收益差。二是省外市场价与省内市场价不同造成的收益差。电煤的收益差在20至70元之间,省内外市场的收益差在30至100元之间。前者的存在主要是行政干预所致,后者的存在因省外市场需求量激增造成。

　　现阶段我省干涉电煤价格的手段分为行政手段和政府指导下的市场调节。行政手段包括封关、任务销售:封关是在一个行政区域(主要以县为单位)不许电煤外销,必须以指定价格销往电厂;任务销售则是根据矿主是否完成电煤供应计划来决定他的市场销售。这些行政干涉手段因地方政府的诉求不一,各地的执行情况又不尽相同。市场调节手段主要包含今年4月开始对1000多家煤炭经营企业实行动态管理,选择88家实力强的统筹安排铁路运输,以及征收每吨30至70元不等的价格调节基金。

　　10月31日,金沙县在毕节地区首先开征价格调节基金(供电厂部分不征),粉煤外调每吨征收30元,块煤外调每吨征收50元,该县煤炭局一负责人对此项措施理解为可以保证电煤供应。金沙县在征收价格调节基金10多天后发现,块煤的坑口价下降了30元。市场人士指出,煤炭的市场价等于坑口价+税费+运费,现在坑口价虽然下降了30元,但税费一项由于调节基金的存在增加了50元,另外20元实际体现到了市场价上,如果全省全面实施此政策,将会使煤炭市场价再次上涨,加大对电煤的压力。当然,由于价格调节基金只针对市场煤,这样可以缩小电煤与市场煤的收益差。市场人士认为,根据电厂的用煤结构,煤炭调节基金应只实施于粉煤和洗混煤上,因为块煤和洗精煤价格过高,即使征收了价格调节基金使坑口价有所回落也无法让电厂接受,这样还可以遏制煤炭市场价大幅上涨,同时不会打击煤矿主的利益(煤矿主要以块煤或洗精煤实现收益)。

　　市场人士还认为,要缓解电煤紧张还需要煤炭经营公司加入电煤供应行列,而这一驱动力则是省外市场与省内市场的收益差。目前,我省制定了一些奖励政策,如供应电煤可奖励外运计划,但由于大部分煤炭经营公司无法从铁路部门落实车皮而影响了整体积极性;另外,有能力获得车皮的一些煤炭经营公司有的转卖车皮计划,有的采取用自己公司名字改换现有电煤供应方名字的办法获得外运奖励,前者加大了市场的交易成本,后者则不能增加电煤的供应总量。

　　黔北电厂电煤的供应方一直是金沙县的乡镇煤矿,后有桑莱特公司加入。但11月份后,黔北电厂电煤供应方的结构发生了变化,11月1日黔北电厂共购电煤1．6万吨,供应方全部是金沙县的煤矿公司,11月8日,黔北电厂共购煤1．54万吨,桑莱特公司供煤0．35万吨,而金沙县煤炭公司的供煤量却下滑到0．82万吨,另外有近0．37万吨电煤变由县外的煤炭经营公司提供,这样的情况一直持续。该县煤炭局怀疑,这0．37万吨煤仍是该县煤矿的煤,只是被换成了县外煤炭经营公司的户头。