关于我国电煤供应形势的分析

    一、我国电煤供不应求的主要原因

　　 2007年以来，我国的电煤供应日趋紧张。特别是今年1月12日以来，南方大面积雨雪灾害发生后，多年来积累的电煤供应矛盾终于爆发。据2008年1月31日快报统计，全国因缺煤停机达到2555万千瓦，占全国火电装机容量的5%，其中，华中区域电网因缺煤停机1022万千瓦，占全国因缺煤停机总容量的40%，是全国电煤短缺最严重的地区，历史罕见。造成这一被动局面的原因，我分析主要有以下几个方面：

　　 （一）电煤供不应求，总量偏紧

　　 1、2003年，我国的原煤产量是11.89亿吨，其中用于火力发电的原煤是7.6亿吨，电煤占当年原煤产量的64%，电煤供应基本平衡。2006年，我国的原煤产量达到23.8亿吨，而其中用于火力发电的原煤是11.43亿吨，电煤占当年原煤产量的48%，电煤供需矛盾已开始显现。2007年，我国原煤产量25.23亿吨，其中用于火力发电的电煤是12.82亿吨，电煤占当年原煤产量的51%，比2006年虽略有上升，但电煤供需矛盾突出，2007年电煤价格上涨超过8%。发电企业普遍反映强烈。

　　 2、分析一下我国的发电结构：

　　 火力发电一直是我国电力的主力军。2003年我国总发电量为19052亿千瓦时，其中火力发电15789亿千瓦时，火电电量占总发电量的比例为83%；2006年全国发电量是28344亿千瓦时，其中火力发电量23573亿千瓦时，火力发电量占总发电量的比例也是83%；2007年全国发电量是32559亿千瓦时，其中火力发电量26980亿千瓦时，火力发电量占全国发电量的比例没有改变，仍是83%。从以上三年的数据分析，再追溯到上世纪八十年代、九十年代，可以看出火力发电量在我国的电力结构中其比例一直在80%以上，全社会的用电主要靠火电企业提供（详见附表）。

　　 再看我国的电力装机结构。2003年我国的火电装机28977万千瓦，占当年总装机容量39140万千瓦的74%。2006年我国火电装机是48405万千瓦，占当年总装机的77.6%。2007年我国火电装机达到55442万千瓦，占当年总装机的77.7%。从电力的结构看，我国的电力装机虽然从2003年的3.9亿千瓦增加到2007年的7.13亿千瓦，但火电装机占总装机容量的比重不但没有降低，反而还有所上升（详见附表），说明火力发电仍是我国电力的主力。

　　 根据上述多年的经验数据和我国的电力结构分析，国家每年生产的原煤用于火力发电的比例不得低于60%，经测算，2008年全国电煤需要量将超过14亿吨，否则，电力用煤就会发生短缺。按照目前煤炭的产量和库存分析，可以估算出我国的电煤供应缺口为2.5亿至3亿吨。如果考虑石化、钢铁、煤炭深加工和出口对煤炭的需求，全国煤炭的供需形势将变得十分严峻。

　　 （二）运输仍是瓶颈

　　 我国的煤炭资源主要集中在西部、北部地区，全国五大产煤省山西、内蒙、河南、安徽、黑龙江五省煤炭产量占全国煤炭产量的80%以上，特别是山西、内蒙是我国电煤的主要产地，华东、广东、华中地区电力用煤主要靠这两省供应。山西省电煤外运占到全国电煤的40%左右。目前，山西、内蒙等省北煤南运主要靠铁路，一是大秦线，从秦皇岛转水运，每年运输能力仅2.5亿吨到3亿吨。二是京广、京沪、京九三大铁路干线运输线，每年运输能力约5-6亿吨。三是公路运输，约1亿吨左右。因此，目前北煤南运的输送能力在9-10亿吨左右，输送能力缺口2-3亿吨。如果出现恶劣天气等自然灾害，铁路、公路受阻，势必会对电煤的长距离运输带来严重影响，电煤供应出现短缺。

　　 （三）由于安全的原因，目前小煤窑关停较多，也影响了电煤供应

　　 经向有关部门了解，去年我国原煤产量超过了25亿吨，其中，小煤窑产量近7亿吨，已经占到原煤产量的三分之一。另据中国电力投资集团1月30日反映，该集团在山西有5个电厂，8台机组，合计容量1800万千瓦，因地方煤矿关停整顿，后续煤源没有保障，不得已被迫停机待煤。

　　 二、解决我国电煤短缺的几点建议

　　 （一）搞好电煤综合平衡，统筹电煤规划

　　 目前，我国的化石能源消费仍以煤炭为主，约占一次能源消费结构的70%，而世界平均水平是28%。在没有重大能源技术变革及新能源主体出现的前提下，我国以煤为主的能源生产和消费结构在较长时间内还不会改变。而二次能源电力又80%以上靠煤炭转化，这几年电力的结构虽然在逐步调整，而短期内以火力发电为主的格局也不会发生大的变化，因此，如何统筹协调处理好煤与电的发展关系，搞好电煤的综合平衡，显得尤为重要。建议国家能源主管部门在确定火电建设速度的同时，一定要搞好电煤的统筹规划。在布局火电项目建设的同时，要落实好煤源、煤种和运输。另据分析，由于电煤价格放开市场化后，受利益的驱动，有一些电厂近年来主要靠小煤窑供应电煤（因小煤窑价格便宜），一旦小煤窑有风吹草动，将给这些电厂的经营带来极大风险。
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　　 （二）加大煤电联营、煤运联营力度，平抑电煤市场价格

　　 我国经济的高速发展，由于石油短缺（我国石油资源占世界的1.4%）、天然气资源不足（我国天然气资源占世界的1.2%），大大刺激了对煤炭的需求，而我国煤炭资源大都蕴藏于地下400米-800米深处，煤炭的采购成本、安全成本都较大，受供求关系的影响，短期内煤炭价格上涨的趋势不可逆转，因此，建议各发电集团适当放缓火电建设速度，拿出一部分资金或收购或参股煤炭企业、运输企业，实行煤电联营、煤运联营。这样做，一能确保部分煤电的供应；二能减少电煤运转中间环节，能够有效平抑电煤价格的过快上涨。在这方面，国华电力、华能集团、中电投集团已做过一些尝试，也积累了一定的经验，其他发电集团也不妨借鉴借鉴。

　　 （三）理顺电煤价格机制，确保电煤正常供应

　　 2003年电力体制改革，厂网分开后，国家逐渐放开了发电用煤价格。2006年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。由于这几年我国国民经济快速发展，全国各地陆续投资新建了一大批重化工业、高耗能企业，既扩大了电力的需求，又造成全国对煤炭的供不应求，因此，电煤价格一路攀升，涨幅每年都在10%左右。据我们统计，全国电煤的平均价格（车板价，不含运输费用）2002年是167元/吨，2003年为253元/吨，2005年270元/吨,2006年为281元/吨，2007年又上升到304元/吨，上涨幅度达到8%，影响发电企业2007年增加燃料成本294亿元。电煤价格的持续上涨，一方面说明我国的资源性价格受过去计划经济的影响，确实长期偏低；另一方面也说明受供需形势的影响，目前电煤的供应因为产量不足，确实供不应求。据五大发电集团公司初步统计，2008年电煤重点合同的签订目前还不到50%，已经签订合同的，电煤价格在2007年的基础上每吨上涨30-40元不等。再加上2007年电煤价格没有实现联动，2008年发电企业均面临较大的成本压力，经统计，华能等五大发电集团公司由于电煤涨价，2008年燃料成本将增加299亿元，会导致一部分发电企业经营发生亏损。因此，建议国家选择适当的时机，按照国家煤电联动政策的规定，实施煤电价格联动政策，适当疏导电煤涨价对发电企业的影响，以确保电力行业持续稳定健康发展，确保国民经济和人民生活对电力的需求。