80%电企亏损背后：煤炭企业利润100%

　　在电力企业亏损面高达80%、发改委调电价限煤价的情况下，市场煤价依然不依不饶的冲破千元大关。电煤问题正在成为一个影响我国能源安全的长期战略问题。
　　为此，上海证券报采访了监管部门人士、多位电力企业高层、行业权威和电力燃料公司基层员工，深入了解了煤电行业目前存在的多方面问题。

　　现状1:煤企降低合同兑现率提价，利润空间100%

　　具有标杆意义的秦皇岛煤价最近已经突破了千元关口，再一次挑战了电力企业的承受极限。国投电力董事长胡刚在接受上海证券报采访时透露，5、6月份以来其购买的重点合同煤价格已经涨了50元左右。按照今年1-4月份的重点合同煤涨幅，当前重点合同煤价平均已达520元。
　　驻守在内蒙古采购煤炭的浙能集团富兴燃料公司的一位负责人则是看着煤价一路飙升却无计可施。他无奈地向记者表示：“4月份还是575元，5月份就是640元，6月竟然就到了900元，煤企要涨价发个通知就行了，你不同意也没办法。”
　　“如果说前四月的涨价仍属合理，那么五月份以来的涨价有些非理性了。”中电联燃料分会会长、原中能电力燃料公司总经理解居臣指出，在2008年订货价格上涨30-45元的基础上，进入5月份大部分电力企业都接到煤企要求上调电煤价格的通知，而这次上涨的幅度一般在30-50元，有的甚至更高。
　　不过，不少电力公司人士反映，虽然合同煤价格低，但是煤企往往采取降低合同煤兑现率的方式迫使电企购买市场煤，实际上电煤成本进一步增加了。一位电力燃料公司负责人也表示，虽然政府有6月19日最高限价的规定，但是煤炭企业自然有降低合同兑现率招数来对付，本来80%兑现，现在60%兑现——让电企自己去补缺，那就拉高了价格。
　　中电联一位专家给记者算了一笔账，早些年采煤成本为60-70元/吨，现在加上人力福利、设备原料、安全环保等方面成本刚性增加，最先进的采煤方法也不过150元/吨左右的成本，因此煤企有100%以上的暴利并不过分。

　　现状2:煤质下降促成变相涨价

　　高煤价下，劣质煤可以肆无忌惮的在市场上横行。解居臣指出，目前，电煤资源特别是优质煤和贫瘦煤资源比较紧张。一方面，个别煤种或矿区资源枯竭，无替代资源接续，原有重点合同基数不能根据供需的实际情况进行有效调整，需求资源得不到补充。另一方面，电煤质量普遍下降。据统计，全国口径燃煤发热量为19兆焦，4544大卡，比2003年下降了约400大卡。从2000年到2007年，全国原煤平均发热量下降了10.7%，进一步推高了火电企业的电煤成本。
　　“现在所谓25亿吨煤的质量比不上以前20亿吨煤，掺杂掺假情况比较普遍。”胡刚说。不过在煤炭供不应求和高煤价下，电企已经没有太多力气讨价还价。
　　“我们的煤价在向国际煤价看齐，可是人们往往忽略我们的煤炭质量是无法和国外精选高质的商品煤看齐的。”一位电力行业人士称。他指出，煤价暴涨掩盖了煤炭企业在管理方面存在的问题。第一，高煤价带来的巨额利润驱动煤炭企业不顾安全生产条件，盲目生产，对煤矿的安全生产带来了诸多的隐患，造成煤炭行业安全生产形势的恶化；第二，部分企业失去进行技术革新和产业链延伸的动力；第三，有可能滋生腐败问题。煤价暴涨产生了重点合同不能兑现，交易过程掺杂使假，扰乱市场秩序，这就为煤炭交易的腐败滋生了生存的土壤。

　　现状3:政府担保促电厂借贷买煤

　　对于电企，解居臣指出，现在关键问题是不少电厂资金链断裂，没有钱买煤。但是，政府不可能让电厂停机。对发电厂自身，有个边际利润在里面，不发电连工人工资都没有了，发电了虽有亏损，但边际利润是有的。不管怎么样，地方政府肯定会担保贷款，现在很多就是地方政府提出担保，银行才给贷款的。
　　两家独立发电集团的高管在接受本报记者采访时表示，由于机组先进和管理得力，其目前仍能维持微利，不过他们表示，五大电力集团的情况可能相对较差。
　　据悉，日前上网电价的上调暂时缓解了困境，2.5分销价调额是政府选择的对经济影响最小的方案。中电联专家说，2003年彻底放开煤价后，政府进行了两次煤电联动，基本把2007年以前的煤价上涨问题都解决了。但是2007年当年没解决的，也是目前存在的问题就是这一年半电企的电煤成本上涨。

　　现状4:中间环节凸显暗箱操作

　　煤炭运输环节中一些“不尽如人意的地方”也是造成高煤价的原因之一。浙能富兴燃料公司的负责人反映，现在电力燃料公司和煤企都对铁路的某些收费强烈不满。他给记者算了一笔账，目前到火车站的汽车运输费需要100元左右，而“铁路代办费”等铁路杂费从170到225元，铁路运费为115元，一半的费用花在了运输环节，这还不包括从秦皇岛到浙江的海运费。当然，最为不满的就是所谓的“铁路代办费”。
　　另有煤炭企业人士透露，要想运出煤炭，煤运公司必须向相关企业和部门缴纳每吨125元左右“铁路代发费”（不同地区价格不等）。铁路代发费分解为4部分：一部分为28元/吨的能源基金，归于地方税收；第二部分为17元/吨的“铁路站台使用费”；第三部分叫作“代理费”或者“包车费”，标准为每吨30-40元；最后一部分落入手持铁路运输计划的公司，成为其利润。而当地煤炭经营者们普遍反映，除能源基金外，其余三部分都有“不明之嫌”。
　　一位不愿透露姓名的发电集团负责采购燃料的高层指出，煤炭行业里有许多投机资金存在，“由于手里有关系，可以拿到原归属电厂的重点合同煤，然后再按市场煤卖出牟取暴利。”解居臣也认为，煤炭行业有投机资金在里面。

　　根源:煤炭供给难跟电力增长

　　煤价为何如此高涨？煤炭缘何供不应求？胡刚指出，煤炭供应跟不上电力增长速度。解居臣也认为，部分地方的经济发展需要恢复到正常水平。
　　解居臣指出，最近一年来，新投产的机组订货严重不足，电煤计划不足且兑现不均衡。由于近几年新机投产比较多，连年电煤订货计划翻版，新增需求计划不足，超发电量所需电煤无计划安排，国家分配重点合同量与实际需求量缺口逐年加大。新增机组每年超过1亿千瓦，需煤5000-8000万吨，由于订货量不能满足，致使电煤计划由原来占需求量的80%降至目前的60%左右；因价格等因素影响，部分电煤计划兑现率处于较低水平，国有重点煤矿电煤计划兑现率相对较高，但地方及乡镇煤矿合同兑现率较低且有大幅下降趋势。
　　尽管煤炭产能大于需求，但实际产量却增幅不大，8.2％的增幅大大低于GDP11.5%和电力14.44%的增幅。
　　国外争煤、其他行业争煤也是原因。国家电监会政策研究室副主任吴疆认为，从国际竞争看，我国火电企业在一定程度上是在与世界争煤。由于国际油价高涨，近来国际煤价涨幅一浪高过一浪，按同等发热量折算，目前澳大利亚、南非的动力煤价格分别较国内高55%、24%左右，国内/国际巨大价格差异，煤炭企业必然千方百计增加出口。而越南、印尼煤炭价格的攀升，使我国煤炭进口的动力也将受到一定程度的抑制，原来海外采购的火电企业有可能转回国内采购，更增加国内电煤竞争的激烈程度。
　　解居臣表示，进口煤量下降促使国内供需更加不平衡。我国东南沿海去年从越南进口2800万吨，今年一半不到。去年印尼煤价较便宜，因此我国北部沿海往南运压力较低。现在澳洲煤的现货价格已经炒到了150美金，印尼煤价格也逼近澳洲煤，广东一带进口减量很大，今年只能主要从北方市场运煤。
　　吴疆还认为，从行业竞争看，“计划电”不仅在与“市场煤”竞争，而且还在与“市场冶金”、“市场建材”、“市场化工”竞争。这些行业涨价可传到下游，市场竞争优势显著。从经济理性出发，煤炭企业往往并不愿意与火电企业签定煤电供货合同，即使签定通常也保量不保价或者拖延交付意图加价。“你不要，化工、冶金等行业要。”胡刚也说。