两则截然相反的消息，让沉寂已久的“煤电联动”机制再次受到舆论的关注。一边受CPI的重重压力而不能擅自调价，一边是隐性的“煤荒”“电荒”即将来袭。夏日用电高峰前夕，电价再次陷入“纠结”的境地。

    多地煤炭库存提前“告急”

    每年一到夏日，由于用电负荷骤然增加，都会产生一定的“煤荒”或“电荒”的现象。然而，今年这一现象似乎将要提前。

    有关统计数据显示，截至上月底，华中电网全网电煤库存降至不足1000万吨，湖北电煤已下滑至160万吨，这一数据大概只能提供两周左右的发电所需，而湖南的电煤形势更为严峻，存煤约为50万吨，还不能满足一周的发电所需。

    同样在3月底，陕西省发布今年一季度经济形势，全省电煤库存量同比下降三成，约为70.02万吨，这一煤炭库存现象也让陕西的火电“捉襟见肘”，不得不靠相邻的省区进行支援。安徽甚至在4月初就宣告今年夏季的电力缺口，预计电力供应缺口在200万千瓦左右。

    然而，作为电煤的上游部分——— 港口煤炭库存则继续出现下滑的现象。截至4月3日，秦皇岛港煤炭库存量为718.5万吨，周环比回落15.9万吨、跌幅2.16%，下降趋势得到延续，只是降幅有所减小，该港库存量已连续四周持下跌态势。

    受当前市场煤炭供需形势影响，港口煤炭价格继续小幅上涨。3月30日发布的第二十四期环渤海动力煤价格指数综合平均价为773元/吨，环比上涨3元/吨。

    而海关方面的统计数据也显示煤炭进口不容乐观。据了解，2月份我国煤炭进口降幅达47.6%，进口量仅为676万吨，而广东2月份的煤炭进口比去年同期相比，也下降五成左右。广东一家火电企业相关负责人告诉本报记者，目前电厂的煤炭库存“不方便透露”。

    煤炭行业研究员表示，目前国内各地开始产生“煤荒”现象，煤炭供应处于偏紧水平，供需矛盾的扩大将会进一步导致煤炭价格上涨，电厂成本压力随之增加，这极易引发另一场“电荒”。

    行业分析师告诉记者，目前，煤炭价格上涨并非电厂煤炭库存下降的唯一因素，而煤炭库存下降也不是电荒产生的唯一原因，包括水电来电量的影响、煤炭运力的通畅等都会影响电力供应状况，“每年夏季多多少少都会有一些电荒”，只是今年稍为提前。

    受CPI掣肘 “煤电联动”无下文

    日前，国家发改委部署开展电煤价格专项检查，强调2011年重点合同电煤价格维持2010年水平不变，不得以任何形式变相涨价，并表示“将会同有关部门对2011年重点电煤合同履约情况进行监督检查，对不严格履行合同和合同兑现率低的企业予以通报批评。”

    据了解，去年重点电煤合同价格约为520元/吨，而目前市场煤价格则大约增加了200元/吨。由于合同价与现货价相去甚远，重点合同煤的兑现率也越来越低。业内人士透露，降低重点合同煤兑现率的有效方式即为“以劣充优、以次充好”。一般来说，煤炭定价是以卡来计算的，合同里约定5000卡的电煤，通常会被煤炭企业以4500卡的煤冒充卖给电企。

    中电投集团公司一位宣传负责人告诉南方日报记者，去年该公司火电业务也有几十亿元的亏损，主要原因在于煤价上涨。由于整个集团公司耗煤量达1.3亿吨，“每吨煤只要上涨几十元便意味着几十亿元的亏损”。

    而一位不愿具名的业内人士透露，发改委一出台“今年重点合同电煤价格维持2010年水平不变”的文件，便意味着发电企业对电价上涨不要抱任何希望。“今年电价即使真的上涨，也远远不及煤价上涨的幅度与力度，而发电企业还要背上电价上涨是造成通货膨胀的罪魁祸首的罪名”。

目前国内物价涨速势头迅猛，统计数据显示，今年1、2月，国内CPI均同比上升4.9%，接近两年半的高点。有研究机构预测，即将公布的3月CPI数据会达到5.2%至5.3%，这和前两个月的数据相比有了明显的跳升，机构甚至预测今年CPI峰值可能接近6%。

    在这一背景下，保通胀成为目前国内价格调控的首要考虑对象。王威告诉记者，由于上调上网电价会直接导致CPI走高，“很明显近期两三个月动不了电价”，而上述广东火电企业相关负责人表示，目前“煤电联动估计不会有下文”。

    “市场煤、计划电”格局待解

    据了解，煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。

    在公布煤电联动后，2005年5月和2006年6月曾两次实行煤电联动，销售电价每次上涨约5分/度。但受其他各方因素影响，后来煤电联动机制未能继续实施，即使在电煤价格持续上涨且涨幅超过5%的2007年，煤电联动也未能启动。

    有分析师指出，目前的状况是一方面煤炭供应紧张，一方面发改委要求不得涨价，两厢冲突让煤企与电企陷入为难境地。在“涨价没途径、跌价不可能”的环境中，极容易导致“煤荒”、“电荒”恶化的局面。

    一边是普通煤炭与电煤之间相差达200元/吨的差价，一边是计划管制的电价，当“市场煤”遭遇“计划电”，矛盾因此产生。业内人士指出，在2003至2004年、2006年至2007年，以及2010年初，国内各地都出现过大小不一的“煤荒”、“电荒”，这是“市场煤”与“计划电”的产物，基础产品价格管制必然产生这一矛盾。

    据悉，今年国家发改委将锁定价格的重点电煤设定在3亿至4亿吨，而全年电煤用量已超过16亿吨，这还不包括新增用煤需求1.5亿吨，属于“皇粮”的电煤比例还不足30%。

    业内人士告诉记者，2010年国内火电企业亏损面较大，但比起2008年的重度亏损来说还是“相形见绌”。目前来说，煤炭差不多完全由市场定价，但电价的上调，国家相关部门会根据煤炭价格上涨幅度、CPI的后期走势，以及火电企业亏损程度三个变量，来决定电价的上调与否，“目前来看暂时不会上涨”。

    预测：七省市或重新考虑上调电价

    未来1-2个月内，上调上网电价的方案有可能再次提上议事日程，原因如下：

    1.火电厂普遍亏损。2010年，43.2%的火电厂处于亏损状态(2009年这一比例为35.5%)。2011年1月，五大独立发电集团的单月亏损额共计达26.2亿人民币。

    2.2011年前两个月电力需求增速回升。预计随着节能减排工作逐渐落下帷幕，未来电力需求将开始走强。

    3.煤价高企导致火电企业面临困境。尽管政府颁布了对合同电煤的“限价令”，但从两家独立发电企业了解到，目前为止，今年的“跨省合同”和“重点电煤合同框架外合同”的价格仍有所上涨。预计动力煤需求即将反弹，这将给独立发电企业的利润率带来更大压力。

    4.高企的负债率打退投资热情。在当前的环境下，激进的新能源发电业务发展计划和煤矿投资变得尤为困难。