⊙本报记者 叶勇
在昨日电监会举办的电力系统工作座谈会上，五大发电集团的代表纷纷通报了自身在煤价不断上涨的情况下面临的困境，通报情况显示，五大发电集团一季度全线亏损。几位代表一致的表示，就是再次希望电监会向决策层呼吁通过煤电联动等途径解救电力企业面临的困境。
大唐集团市场营销部主任方晓率先通报，今年截至3月底，大唐集团整体库存仅512万吨，平均可用天数仅9.1天，库存三天以下的告急发电厂达10家，占大唐火电厂总数的17.5%，标煤单价比上年同期增长超过100元，燃料成本增长23亿元，这是大唐集团成立五年以来首次整体亏损。
“发得越多，亏得越大。”国电集团市场营销部副主任张文建表示，“国电集团一季度发电742亿千万时，同比增长27.9%，贵州、云南、广东、四川、湖北等地一直处于缺煤状态。希望尽快实现煤电联动。”
华能集团运营部副主任刘波表示，“我们公司30万千瓦以上机组亏损面达到60%，小机组亏损面则更大。”
华电集团市场营销部副主任王锡南表示，华电一季度发电量达到701亿千瓦时，同比增长24.55%，但是亏损额达到8.13亿。“利润下降很多，主要原因在于煤炭涨价，今年以来煤炭涨价平均每吨达到50至70元。”他说，“现在现金流很紧张，很难应对即将到来的度夏压力。也希望电网企业在电费结算上缩短周期。”
中电投安全生产运营部副主任赵风云表示，今年1至4月，集团发电量达到643亿千瓦时，同比增长10.5%，但是如果扣除新机组，实际发电量下降9.1%，前四月仅因燃料成本就增加了14.5亿元。她说，“燃料价格上涨已经超过了我们的承受能力，现金流和贷款都面临巨大压力，正在面临全所未有的困难。另外，对于关停小火电机组所得收入远远不足以弥补损失。”
华东电网副总工程师武寒给本报记者算了一笔账，以现在煤炭涨至每吨800元计算，由于每公斤煤炭平均可以发两度电，那么平均每度电的成本就是0.4元，而不少地方的电价在0.5元左右，能给发电企业的上网电价一般在0.3元多一点，这就是说，发电企业获得的收入连买煤都不够。
河南投资集团是经营该省政府授权范围内国有资产的国有独资公司，拥有大量的火电资产。该集团技术总监李兴佳在接受记者采访时坦率表示，去年该集团火电资产亏损达1.8亿元。“面对重大亏损，建议政府准许我们核减资本金。”李兴佳说。他同时指出，现在发电企业面临的更严峻问题是银行信贷之门的关闭，发电企业将会面临资金链断裂的问题，现在已经有不少发电企业无钱买煤。
京津唐电煤库存告急
高永钰
昨日，来自国家电网公司的数据显示，京津唐地区目前电煤库存只有95万吨，最多可用5天。
1月底、2月底、3月底直供电网电煤库存分别为1724万吨、2797万吨和2266万吨，分别较去年同期减少534万吨、38万吨和389万吨，可用天数分别为8天、14天和12天。
“进入3月份之后，每天来煤量大幅下降，这种状况一直持续到现在，几乎每天都要差20万吨的样子。”国网上述人士同时透露。
中国煤炭运销协会副理事长武承厚向《第一财经日报》记者表示，目前这种状况下，“说不清楚，有很多原因。”
由于煤炭供应趋紧和煤炭价格上涨，严重影响电力生产和能源安全的严峻形势，４月份，国家发改委联合铁道部、交通运输部在全国范围内紧急开展了煤炭产运需形势调研，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、中国煤炭工业协会等调研并分别提交了一季度煤炭产运需形势分析。
据国家发改委介绍，当前煤炭、电力经济运行存在三个方面的主要问题。一是煤炭供求结构性矛盾仍然存在。二是煤炭价格上涨较快，造成下游用煤行业成本上升。三是气候变化等不确定因素对煤、电供需影响比较突出。
据悉，国家电网目前已将情况紧急上报发改委，另一方面，已向内蒙古电力、西北电网等处紧急购电支援华北电网。（第一财经日报）
煤电联动短期难动 “限制煤价+补贴疏导”或是出路
□本报记者 陈光
中电联日前发布《电力行业一季度电力供需和经营形势报告》。报告显示，第一季度尤其是1-2月份，虽然电力供应能力快速增长，但受电煤供应紧张和严重雨雪冰冻灾害影响，电力供应紧张状况有所加剧，缺煤停机和缺电问题比较严重。进入3月份，电力供需基本平衡，电煤供应仍然是制约供应能力的主要因素。
《报告》建议，从近期来看，一方面应对煤炭进行价格管理，保障电煤供应，同时，电力价格也应适当的调整，由地方政府进行价格疏导或补贴。
电煤消耗和价格处于高位
《报告》称，一季度，全国电煤耗用保持了较高的增长。全国发电消耗原煤3.25亿吨，比去年同期增加3321万吨，同比增长12.80%；供热消耗原煤5179万吨，比去年同期增加762万吨；全国发电和供热日均耗煤414万吨，平均每天比去年同期多耗用45万吨。
1-3月份，电煤供需比较紧张，直供电网日均供煤189.5万吨，日均耗煤189.3万吨；1月底、2月底、3月底直供电网电煤库存分别为1724、2797和2266万吨，可用天数分别为8天、14天和12天。特别是1月26日库存仅有1649.5万吨，平均可用7天，为历史最低水平。全国3月底库存2266万吨，同比减少389万吨，可耗用12天。日最大缺煤停机容量4000万千瓦，存煤低于三天耗用水平的机组容量超过7000万千瓦，严重制约了火电发电能力。
同时，电煤价格继续高位上涨。在2007年全国电煤价格平均上涨35-40元/吨、涨幅超过10％的基础上，今年的煤炭产运需衔接会签订的电煤合同平均价格再次上涨35－45元/吨，部分地区甚至超过70元/吨。
据悉，最近，有发电企业反映，在山西、陕西、河南、山东、四川、安徽、江苏、辽宁、内蒙古、河北、甘肃、贵州、湖南和云南等省区，各电力企业曾接到煤炭企业书面或口头的通知，要求上调电煤价格。据不完全统计，煤炭企业要求涨价基本都在30－50元之间，甚至更高。电煤价格持续高位上涨已经完全超出了企业的承受能力。2007年以来平均电煤价格累计涨幅超过100元以上。
远近结合，控制煤价
《报告》预计，2008年二季度乃至下半年我国电力需求增速将在保持较快增长的前提下增速有所回落，用电结构得到一定优化。但当前电煤问题是影响电力工业运行和经营的最主要问题，并且矛盾已经非常突出，如果不能很好的得到解决，可能会产生更大的问题。
《报告》建议，从长远看，以能源体制改革为契机，鼓励电力和煤炭企业的重组、联营和多元化发展。鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，进一步总结和研究煤电一体化的方式和机制问题，建立煤电互保的机制体制；加强电煤与铁路运力的协调，优先规划和建设重要的运煤通道，解决运输瓶颈问题；鼓励有条件地区加快建设大型煤电基地，借助电网输电线路包括特高压的建设，变输煤为输电，缓解煤炭运输压力；推动电源结构多元化，加快发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源，逐步减少对煤炭的依赖。
从近期看，要加大对电煤的保障力度。《报告》表示，放开煤价也有市场失灵的部分，国家要调控。在电力企业经济效益急剧下滑、煤炭企业利润大幅上升的状况下要坚决采取行政、法律和经济手段加强对煤炭价格管理，严格提价限价政策措施。
同时，在煤价过快上涨、行业经营情况整体恶化的情况下，电力价格也应该并可以进行适当的调整。
《报告》同时指出，由于近期物价上涨压力较大、煤电联动比较困难，建议国家把集中调控改为电煤价格分散疏导。发改委应提出严格的疏导电价的原则和要求，各省根据省内电力企业亏损和电煤价格上涨现实情况，有差别的进行适当的价格疏导，或进行适当的政府补贴，在尽量不增加社会负担的情况下维持企业基本的正常经营。(中国证券报)
(本文来源：上海证券报 )
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