陕西如何走出煤电困局

煤是市场煤，电是计划电，被认为是造成这种煤电相互“掐架”的主要原因。随着经济发展，市场对煤的用量越来越大，煤价也是水涨船高，而电价却是关系国计民生的，稍微变一下，都会牵动各方面的神经。煤价在涨，而电价不涨，时间长了电厂肯定会亏损，所以每年到这个时候，都要由政府出面进行协调。但是，由电煤短缺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。
12月1日，一纸通知让西安东郊的一些企业和社区在这个冬天不寒而栗。

通知内容为：进入冬季后，由于大唐灞桥热电厂来煤量锐减，虽经多路人员催办，仍然入不敷出，严重威胁到电厂供热机组正常运行，为此我公司启动东郊冬季供热紧急预案，对可能在本周五起造成的停止供热表示歉意，望有关单位做好生产生活御寒准备。通知落款为西安东郊能源有限责任公司。

“先不说停止供暖对企业生产的影响，光是我们院里这些老人小孩就受不了，虽说这两天天气还不错，可是毕竟是冬天呀，后面冷的日子还多着呢，不供暖我们怎么生活呀？”

西安东郊能源公司相关部门负责人介绍，由于供热面积大，一个供暖季他们需要用煤150－160万吨，平均每天耗煤1万吨，近期虽经多方协调但来煤量太少，平均每天缺煤约4000吨，库存几乎告罄。在这种情况下，只能于本周启动冬季供热紧急预案，限工商业用热，保居民采暖，先后向纺织城、韩森寨地区15家单位发函，通知可能因缺煤停暖，并向上级部门进行汇报。

缺煤，缺煤，事实上因为缺煤而引发的一系列问题，并不仅仅存在于供热企业，更为严重的影响来自于电力企业。

缺煤 电厂面临停机保煤

12月3日，国家电网陕西电力公司电力调度中心主任王俊锴面对着日益紧张的用电量，再一次感到了压力。“我们电网就相当于一条公路，我们可以保证把路修好，但是不能保证有车来。目前的情况是，因为电厂的电煤告急，存储量日益低于警戒线，如果电煤来源还是得不到有效保障，也许到时候我们就面临着无电可调的危险。”

截至11月30日，我省电煤库存量已经下降到82万吨。全省15家主力电厂中有2/3的电厂存煤已严重低于警戒线。其中蒲城电厂一厂、渭河热电厂的存煤仅够使用一天，个别电厂已面临停机保煤的局面。供电、供热形势严峻。

12月2日，省上专门召开今冬明春全省电煤保障工作专题协调会。省委常委、常务副省长娄勤俭要求，各有关部门切实增强做好煤电供应和电力保障工作的紧迫感和责任感，努力增加电煤库存，科学调度，确保电网安全稳定运行，按照“有保有限”原则，确保重点设施、重点区域和群众生活的正常用电、供热不受影响。

据预测，今冬陕西电网供省内最大负荷1300万千瓦，最大日发电量2.6亿千瓦时，同比增长均在10%左右，保障全省供电、供热压力进一步加大。据省发改委数据，11月份以来，省内统调电厂发电量大幅增长，并屡创新高，陕西电网省内用电一直处于大负荷运行，供省内用电量日均达到2.3亿千瓦时。由于全省发、用电量及城市供热量大幅增长，加之外送支援华东用电等因素，使电煤用量大幅增加，导致省内电厂存煤总量急剧下滑，由10月5日的230万吨库存锐减至目前的82万吨，同比下降54.54%。

11月15日以后，陕西电网统调电厂日均耗煤13.32万吨左右，日均来煤8.5万吨左右，每日消耗库存5万吨左右，已造成15家主力电厂存煤低于警戒线，蒲城电厂一厂、渭河热电厂的存煤仅够使用一天。个别电厂已面临停机保煤的局面。

困惑 产煤大省为何告急

省电力公司的一位领导说，陕西一年产出的煤量高达4.5亿吨，用于省内社会生产生活用煤1.2亿吨，其中用于发电用煤为4800万吨。但是因为电煤和外运煤的价格相差最高近100元，所以许多煤企更愿意把煤卖到外省去，导致省内本来用量就不大的电煤得不到保证。
一方面解决煤炭企业仅提供初级产品的问题，延长煤炭企业的产业链，提高产品的附加价值；另一方面保证电力企业煤炭价格和供应的稳定性，减少供应环节的风险。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。同时也应降低煤炭产品税负，减轻煤炭企业税收负担，为电煤创造降价的外部空间。

电与煤都是关系国计民生的重要能源，而且两者本身都是互为依存的唇齿关系，合则两利，斗则俱伤，探索一条根本性的解决之道无疑是当前的迫切任务和重要课题。

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。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。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，电力企业也吃不消。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，如果煤炭价格继续涨下去电厂也会亏损；另外电价上涨的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。

“每年的两会两节、夏季的迎峰度夏、冬季的供暖都是我省煤电用煤的高峰期，我们都是提前做好预案。今年夏季的迎峰度夏用煤量却没有达到我们的预测，只达到每天5万吨用煤量，而现在冬季用煤量却超13万吨接近14万吨，远远高过我们的预期，增幅相比变化过大，让企业很难应对！当市场出现波动的时候，地方煤矿价格低，发电企业把采购对象变成地方煤矿。当市场出现紧缺的时候，地方煤矿就买不到煤了，发电企业就把压力全部放在煤化集团的肩膀上。发电企业的忽冷忽热，让我们的市场安排整体不太协调。所以很难平衡这个矛盾。”长期从事电煤供应的省煤炭运销集团公司省内电煤部的石广云经理说。

止争  鼓励煤电两家合营

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。

每次“电荒”之中，煤电价格都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。而现实是企业为了各自的利益，在利益面前总是各顾各，都将矛盾尽可能地“转嫁”。

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。

煤是市场煤，电是计划电，被认为是造成这种煤电相互“掐架”的主要原因。随着经济发展，市场对煤的用量越来越大，煤价也是水涨船高，而电价却是关系国计民生的，稍微变一下，都会牵动各方面的神经。煤价在涨，而电价不涨，时间长了电厂肯定会亏损，所以每年到这个时候，都要由政府出面进行协调。但是，由电煤短缺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。

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。根据省统计局的分析，消弭煤电之间的矛盾，最根本的还是要消除制度障碍，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。

具体的路径是首先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。其次是打破行业界限、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。