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“電荒”、“煤荒”如同一對孿生兄弟，近年頻頻發(fā)難，以致發(fā)改委兩度上調(diào)電價，并對電煤實行臨時價格干預(yù)。有消息稱，7月底秦皇島5500大卡動力煤平倉價每噸下跌了40元至50元，8月初最低成交價已接近每噸860元的限價水平，并據(jù)此認(rèn)為，煤價下跌為發(fā)改委限價政策所致。
事實上，上述觀點忽略了一個重要的事實，即動力煤平倉價為國內(nèi)現(xiàn)貨市場報價，并非發(fā)改委限價的重點合同電煤和非重點合同電煤價格，而電煤又以動力煤平倉價作為計價標(biāo)準(zhǔn)。因此，市場上就存在了兩種動力煤平倉價：發(fā)改委限價范圍內(nèi)的與由市場供求決定的。而正因為電煤最高限價低于市場交易的現(xiàn)價，在巨大的市場利益面前，煤炭生產(chǎn)企業(yè)供應(yīng)電煤的意愿明顯不足，以致煤電供需矛盾進(jìn)一步加劇。
如果要探究“煤荒”背后隱含的利益博弈，則必須從發(fā)改委推出限價令的初衷談起。發(fā)改委上調(diào)電價而壓低電煤價格的舉措，無疑是為緩解火力發(fā)電企業(yè)的成本壓力，提高其生產(chǎn)積極性，避免陷入煤、電價格輪番上漲的困境。電力企業(yè)的成本壓力主要體現(xiàn)在電煤價格的大幅攀升、電廠脫硫成本增加兩個方面。數(shù)據(jù)顯示，2007年以來全國發(fā)電用煤累計每噸上漲80多元，發(fā)電企業(yè)普遍出現(xiàn)虧損；近兩年共有2億多千瓦燃煤機(jī)組加裝煙氣脫硫設(shè)施，相當(dāng)于上網(wǎng)電價每千瓦時提高1.5分錢。發(fā)改委從保證電力供應(yīng)的大局出發(fā)，以犧牲煤企利益出臺的限價令，自然成了“煤荒”的催化劑。
成本分析表明，近年來煤炭生產(chǎn)成本呈逐年上升趨勢。其中既有勞動力成本上升，安監(jiān)成本、環(huán)境保護(hù)投入相應(yīng)增加等剛性因素，還有諸如征收資源稅這類新增的成本。此外，市場因素也不容忽視。煤炭作為石油最重要的替代能源，價格自然與原油期貨價格保持了高度相關(guān)性。原油期貨價格近期雖有大幅回落，但仍然保持在每桶110美元以上的高位，無疑對煤價形成強(qiáng)有力的支撐。加之我國能源消費(fèi)以煤炭為主，煤炭產(chǎn)地主要集中在山西及周邊省份，受運(yùn)力限制，大同優(yōu)混煤每噸680元的坑口價，到秦皇島的動力煤平倉價便高達(dá)每噸900元。
不難看出，在煤價未有效回落至限價令區(qū)間之前，電煤價格的雙軌制就還會存在，利益博弈導(dǎo)致的“煤荒”也會持續(xù)下去。特別是在夏、冬兩季的用電高峰，對電煤供給的壓力不可小覷。冬季進(jìn)入枯水期后，旺盛的需求必須由火電填補(bǔ)，冬儲煤顯得尤為重要。在市場需求難以逆轉(zhuǎn)的現(xiàn)實面前，煤價下行空間并不多，電煤供需矛盾依然十分突出。
因此，限價令并不能有效根治“煤荒”，長遠(yuǎn)來看，必須從理順價格機(jī)制上下工夫，真實反映電力生產(chǎn)的成本，并合理引導(dǎo)高耗能產(chǎn)業(yè)的有序發(fā)展。此外，大力發(fā)展風(fēng)能、太陽能、核能等新興能源，改善我國能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)，也是必不可少的手段之一。 |