受困于高煤價和嚴重告急的庫存，四大發電央企近日聯名“上書”向國家發改委求助。

　　1月26日，21世紀經濟報道記者從業內人士處獲悉，四大電力央企——國家電力投資集團（下稱“國電投”）、中國華能集團（下稱“華能”）、中國大唐集團（下稱“大唐”）和中國華電集團（下稱“華電”）于1月22日聯合印發《關于當前電煤保供形勢嚴峻的緊急報告》（下稱《報告》），提請國家發改委出手調控煤炭供應及鐵路運力支持。

　　《報告》稱，進入冬季以來，由于供暖耗煤增加、歲末煤炭產量下滑、春運鐵路運力緊張等因素影響，目前煤炭供給嚴重不足、燃煤電廠面臨全國性大范圍保供風險。

　　四大電企聯名“上書”

　　截至1月18日，全國統調電廠庫存為9924萬噸，已低于2017年1月庫存241萬噸（2017年1月底為春節假期）。而目前距春節假期仍有近一個月時間，按1月平均供耗差（40萬噸-50萬噸）估算，預計到春節前庫存將降至9000萬噸左右。

　　目前，五大發電集團在東北、京津唐、山東、安徽、甘肅、貴州、新疆、兩湖一江、沿海等區域部分電廠庫存可用天數已低于7天的警戒水平，尤其是東北、湖北、山東、安徽、甘肅、貴州等地區庫存快速下降，部分電廠庫存只可用2-3天。

　　《報告》警告稱，受春運高峰到來影響，后續一些地區庫存情況可能繼續惡化。

　　盡管電廠煤炭庫存形勢已如此嚴峻，但煤炭價格依然高企。截至1月26日，目前環渤海港口5500大卡電煤含長協的綜合價格大概在627元/噸，而市場現貨價已高達744元/噸。這一價格比2017年初上漲了130元/噸左右。

　　2016年底國家發改委、中國煤炭工業協會、中國電力企業聯合會、中國鋼鐵工業協會聯合簽署的《關于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》中明確，動力煤價格的綠色區間為500元/噸至570元/噸。

　　而縱觀2017年全年，受需求超預期、產能置換滯后、入港汽車禁運等多重因素影響，市場煤價居高不下，全年煤價綜合水平長期運行在600元/噸以上的紅色區域。

　　在火電行業，燃煤成本一般占火電企業總成本的75%左右。發電量不變的情況下，煤價大幅上漲勢必會影響發電企業的利潤。

　　2017年11月18日，華電集團公司副總法律顧問、企業管理與法律事務部主任陳宗法在公開場合指出，目前煤電行業約有2/3陷入虧損，其中山西的虧損面已達88%。“（五大發電央企的經營業績）經歷了2015年的置頂、2016年的腰斬，今年馬上要掉到地板上了。”

　　上述《報告》也透露目前火電面臨的困境：“高煤價已導致五大發電集團煤電板塊虧損402億元，虧損面達60%左右，不少燃煤火電廠資金鏈已經斷裂，還有部分面臨銀行停貸、限貸的情況，可能出現無錢買煤的局面。”

　　讓電企困境更加雪上加霜的，還有來自鐵路部門漲運費的壓力。

　　1月14-15日，哈爾濱和沈陽兩大鐵路局先后以“鐵路明傳電報”的形式，下發上調煤炭鐵路運價10%的通知。據悉，在發電廠跨區調運煤炭采購成本中，物流成本占比高達50%。

　　四大發電央企在《報告》中用了近一頁A4紙的篇幅來“痛陳”哈爾濱鐵路局和沈陽鐵路局上調煤炭運費的“不合時宜”。并建議，發改委協調鐵路總公司及沈陽、哈爾濱鐵路局盡早終止煤炭運費上浮行為，同時協調鐵總降低物流成本。

　　同時，四大電力央企在《報告》中提出多條建議，懇請發改委盡快采取措施對煤價進行調控，使煤價整體回歸綠色區間，從資源和運力兩方面進行大力協調和支持，確保不出現保供問題，緩解發電企業的經營困境。

　　具體建議包括：安排煤炭企業在春節前開足馬力生產，保障供應；繼續發揮進口煤的補充作用，騰出內貿下水煤可調劑補充北方供應緊張地區；國家層面加大鐵路協調力度，保障運力供給，對當前庫存低、保供風險大的地區及電廠給予傾斜；建議放開汽車煤集港，允許使用LNG做動力的汽車進行港口的集散工作，增加進港渠道；打擊港口囤積居奇行為，有效釋放中間環節存煤等。

　　煤電一體化或破解“頂牛”

　　煤電“頂牛”并非首次出現。事實上，“市場煤”與“計劃電”之間的矛盾在國內已存在多年。

　　2015年大宗商品寒冬，煤炭價格暴跌，煤炭行業大面積虧損。這一年，電力企業賺得盆滿缽滿，五大發電央企的利潤總額突破千億；但風水輪流轉，2016年下半年至至今，供給側結構性改革在煤炭行業深入推進，受下游需求超預期、進口煤補充滯后等多重因素影響，國內煤炭價格開始“煤超瘋”上漲。受此影響，煤電兩大行業間的天平再次傾斜，火力發電行業又陷入了市場寒冬。

　　廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，造成歲末電煤供應趨緊的原因有市場、天氣等多方面因素疊加，但歸根結底，是市場煤與計劃電之間矛盾。緩解當前發電企業困境的辦法，還是要從煤電聯動機制和長協執行兩大方面入手。

　　煤電聯動是國家為解決“市場煤”與“計劃電”矛盾于2004年推出的調節機制。2015年12月31日，發改委印發《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》。完善后的煤電價格聯動機制自去年1月1日開始實施。

　　值得一提的是，2017年初，根據聯動機制測算應調整水平不足0.2分/每千瓦時，當年不作調整計入下一周期，故上一輪聯動機制擱淺，發電企業期望中的“漲電價”落空。為緩解電企壓力，發改委自2017年初積極組織煤炭、電企和鋼企等簽訂長協合同，還在2017年中為電企發放政策“紅包”。

　　2017年6月，發改委印發《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，提出“自2017年7月1日起取消工業企業結構專項資金、將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金各降低25%，騰出的空間部分用于提高燃煤電廠標桿上網電價”，各地隨后也分別出臺落地文件，上網電價平均上漲了約1分-2分/千瓦時。但一位大型發電企業內部人士向21世紀經濟報道記者指出，與一路上漲至740元/噸的煤價相比，這1分錢的電價上調顯得杯水車薪。

　　發改委能源研究所一位不愿署名的能源專家向21世紀經濟報道記者指出，去年11月，發改委牽頭組織煤炭企業與下游電力等用電企業簽訂了一批長協，并且出臺了配套的獎懲措施，“這一批長協占各集團年采購量的75%以上，年履約率不得低于90%。如果達不到要求，會被約談通報，甚至有核減計劃電量等懲罰措施。”

　　但該專家指出，上調上網電價，雖然能緩解發電企業壓力，但會給工業企業等實體經濟增加成本負擔，“所以2018年煤電聯動機制能否啟動，還存在一定的不確定性。即便啟動，也很難出現2-3分/千瓦時的大幅上調。”

　　華創證券電力和新能源分析師王秀強在采訪中向21世紀經濟報道記者強調：“國務院已經明確要為實體經濟減負降電價。在這樣的政策背景下，發電企業想重啟煤電聯動機制上調電價是很難的。而且，煤電聯動機制也并不是解決煤電頂牛的根本辦法。核心問題還是在電價機制上，現在國家大力推行的電力市場化交易，本身就是一種優勝劣汰，也是煤電去產能的最有效的方法。”

　　在中國企業改革與發展研究會副會長李錦看來，煤電聯動是機制，改變煤電兩大行業間長期頂牛的根本辦法，是煤電聯營和一體化重組，這才是深入體制層面的改革。“神華集團和國電集團積極實施重組合并成為國家能源投資集團，就是一個很好的例子。”