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贵州省煤炭市场发展现况及问题分析

       素有“江南煤海”之称的贵州省 , 去 年 以 来 频 频 出 现 “ 燃 煤 之急”,在指令性计划、约谈等多种手段仍难见效的情况下,贵州尝试推动电煤市场化,建立、实施电煤新机制,通过实施“煤电利益一体化”,平衡煤电关系。

  针对电价上调给下游企业经营带来的压力,贵州还构建“煤炭-电力-用电企业”整个产业链利益联结关系,既保持了工业经济平稳运行,又有效推动结构调整和转型升级。

  摆不平的煤与电挥不去的“电荒”忧

贵州是我国南方最大的产煤省区,也是“西电东送”的主战场之一。全省煤炭探明储量549亿吨,比江南12省总量还多100亿吨。一段时期以来,由于受多重因素制约,电煤保障一直较为艰难,尤其是自2011年入夏以来遭受严重旱灾,水电基本丧失发电和调峰能力,电煤供应更是“雪上加霜”。

  贵州省经信委主任王江平说,与其他一些产煤大省一样,贵州一度陷入了“产煤地没煤烧”的怪圈,导致能源要素长期处于“紧平衡”状态。“煤与电”的矛盾,在遇到极端天气或供需严重失衡的时候,往往以拉闸限电的形式集中暴露出来。

  西南区域内煤炭供求不平衡是导致电煤紧张的主要原因之一。广西、重庆、湖南、四川、云南等地属于贫煤省份,从北方购煤运距较远且成本高,随着经济的快速增长,这些地区对贵州煤炭的依赖性不断增强。但是,受地质构造复杂、证照办理缓慢等因素影响,贵州大煤矿建设滞后,“十一五”期间规划建设的煤矿基本都未达产,而小煤矿受产业政策和安全条件的限制,产能也在逐步萎缩。贵州增长缓慢的煤炭产量难以满足西南区域内的能源需求。

  贵州省经信委副主任李保芳说,“计划电、市场煤”矛盾突出,是电煤供应紧张的根本原因。近年来,电煤逐步与市场接轨,价格持续攀升,而下游电价一时难以启动联动机制,导致火电企业普遍亏损,电力供应持续吃紧。与此同时,贵州电煤价与市场价、省内价与省外价相差悬殊,煤企要保电煤任务就要减收甚至亏损,资源价格与市场严重背离。

  受此影响,“西电东送”的可持续性也面临挑战。王江平说,贵州电力装机总体不足,客观上面临着东西部地区争电、输配电投资放空的风险,电力平衡顾此失彼。同时,发电成本大幅上升,“西电东送”价格倒挂局面使其失去可靠性和可持续性。

  实施新机制煤电“死结”渐开

  在电煤供应新机制建立、实施之前,贵州主要依靠行政干预手段保障电煤供应,遭遇到煤炭企业“软抵制”,加上电厂“等靠要”思想严重,往往事倍功半。同时,单一的行政手段还蕴藏着利益“寻租”风险。贵州省经信委经济运行协调处处长宛会东说,煤炭企业供应省内电煤越多,利益损失越大,因此能不供应就不供应,能少供应就少供应,甚至出现“冲关”、“逃关”的不良事件。

  “新机制就是构建‘煤电利益一体化’模式,尝试理顺煤电关系。”王江平说,新机制调整既有的煤炭价格调节基金征收标准和使用重点,从流通环节改为从生产环节对所有煤炭征收一定的调节基金。同时,将煤调基金大部分用于电厂电煤采购补贴。另外,还从工商业用户中收取少量的临时电煤补贴资金,与调节基金合并使用,用于电煤采购补贴,提高电厂购煤能力。

  电煤新机制着力缩小省内外电厂购煤能力,并以货币化的形式实现电煤任务均等化,推动电煤供应市场化,提高电煤质量和发电机组效率。根据省内实际,建立电煤采购补贴数学模型,模型根据机组类型确定火电企业的盈亏平衡点、标煤单耗,以每个电厂的坑口煤价、运输费用、上网电价差作为变量参数测算补贴标准。目前,平均补贴标准约为1.5分/千瓦时,省内外电厂的购煤能力基本一致。
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