四川省电煤生产供应及成本价格情况调查报告

电力18讯：    
去冬今春以来，四川省电煤供应紧张，成都电监办会同多家部门，对四川以及相关省份的有关情况进行了广泛而详细的调研。本次调研的专题报告，供大家参考。



四川省电煤生产供应及成本价格情况调查报告



一、四川省基本情况

（一）煤炭供需状况

1.煤炭资源情况。全省煤炭资源探明储量135.3亿吨，已开采24.5亿吨，保有储量120.8亿吨，煤炭资源量占全国资源量的1.9%，在全国各省(市、区)中位居第13位。我省煤炭资源相对不足，属贫煤省，以无烟煤为主，烟煤较为贫缺，炼焦煤约占10%。全省21个市（州）中产煤市17个，其中以宜宾、泸州、广安、达州、广元、攀枝花、内江最多。

2.煤炭生产情况。2007年，全省共有合法矿井1478处，年生产能力8777万吨（含新建、整改），生产能力比2003年增加1490万吨，年均增长5%。全省煤炭产量7695万吨，比2003年增加433.76万吨，年均增长1%，其中：省属以上国有重点煤矿产量1438万吨，年均增长6%；国有地方煤矿产量300万吨，年均减少18%；乡镇煤矿煤炭产量5958万吨，年均增长2%。

3.煤炭消耗情况。2007年，全省煤炭消耗量7701万吨，与2005年相比，煤炭消耗量基本持平。其中：消耗电煤2970万吨（折合标煤1641万吨），同比增加395万吨,年均增长7%；冶金煤消耗量1569万吨（折合原煤2588万吨），同比增加406万吨（折合原煤670万吨），年均增长16%；建材行业煤炭消耗量1116万吨，同比增加421万吨，年均增长27%；化工行业煤炭消耗量310万吨，同比增加50万吨，年均增长9%；民用及中、小企业煤炭消耗量717万吨，同比减少1740万吨，年均减少46%。

4.煤炭调入调出情况。2007年，从我省调出省外煤炭约600万吨，贵州、云南从我省过境煤炭500万吨。这些煤炭通过长江水路运输550万吨，通过公路运输200 万吨，通过铁路运输350 万吨。2007年从省外调入的煤炭约610万吨，其中：电煤260万吨，其他工业用煤350万吨。我省煤炭调入调出总体平衡。

5.煤炭生产成本。一是省属以上国有重点煤矿煤炭生产成本。2007年，省属以上国有重点煤矿综合生产成本375.9元/吨，比2003年增加209.3元/吨，年均增长23%。其中：电煤生产成本277.7元/吨，同比增加157.8元/吨，年均增长23%；精煤生产成本630.8元/吨，同比增加372.3元/吨，年均增长25%；其他工业煤生产成本251.2元/吨，同比增加140.2元/吨，年均增长23%。二是民营地方煤矿生产成本。2007年，民营地方煤矿电煤生产成本188―296元/吨，比2003年增加68―154元/吨，年均增长12-20%；其他工业煤生产成本188元/吨，比2003年增加68元/吨，年均增长12%。

6.煤炭销售价格。一是省属以上国有重点煤矿煤炭销售价格。2007年，省属以上国有重点煤矿煤炭综合销售价格366.9元/吨（含税），比2003年增加185.2元/吨，年均增长19%。其中：电煤销售价格226.6元/吨（实际结算车板价）,同比增加105.9元/吨,年均增长17%；精煤销售价格721.6元/吨,同比增加438.5元/吨,年均增长26%；其他工业煤销售价格281.1元/吨,同比增加100.9元/吨,年均增长12%。二是民营地方煤矿煤炭销售价格。2007年，民营地方煤矿电煤销售价格235-253元/吨,比2003年增加103-110元/吨,年均增长14-17%；其他工业煤销售价格340元/吨,同比增加170元/吨,年均增长19%。

（二）电力供需状况

1.电力装机情况。截止2007年底，全省发电装机3130万千瓦，比2003年增加1271万千瓦，年均增长14%。其中：水电1927万千瓦，同比增加700万千瓦，年均增长12%；火电1203万千瓦，同比增加571万千瓦，年均增长17%。

2.电力生产情况。2007年，全省发电量1226亿千瓦时，比2003年增加408亿千瓦时，年均增长11%。其中：水电778亿千瓦时，同比增加271亿千瓦时，年均增长11%；火电448亿千瓦时，同比增加137亿千瓦时，年均增长10%。

3.全社会用电情况。2007年，全社会用电量达到1177亿千瓦时，比2003年增加417亿千瓦时，年均增长12%。其中：第一产业用电量16亿千瓦时，同比减少2.8亿千瓦时，年均减少4%；第二产业用电量896亿千瓦时，同比增加362亿千瓦时，年均增长14%；第三产业用电量105亿千瓦时，同比增加30亿千瓦时，年均增长9%；城乡居民生活用电量160亿千瓦时，增加28亿千瓦时，年均增长5%。

4.跨省电力交易情况。2007年，全省主网外购电量62.1亿千瓦时，比2003年增加49亿千瓦时，年均增长47%，省外购电价297.2元/千千瓦时。向省外送电80.6亿千瓦时，比2003年增加36.2亿千瓦时，年均增长16%，送省外电价259.2元/千千瓦时。省外购电价比送省外电价高38元/千千瓦时。

5.燃煤机组生产成本。2007年，全省主网主要火电机组平均供电标准煤耗374.2克/千瓦时，比2003年减少3.1克/千瓦时，年均降低0.2％；电煤到厂原煤价296.5元/吨，同比增加129.9元/吨，年均增长15.5％；电煤到厂标煤价545.6元/吨，同比增加267.3元/吨，年均增长18.3％；单位发电生产成本280元/千千瓦时，同比增加88.8元/千千瓦时，年均增长10％；单位燃料成本183.2元/千千瓦时，同比增加88.1元/千千瓦时，年均增长17.8％。

6.上网电价执行情况。2007年，全省主网平均上网电价293元/千千瓦时，其中：统调火电机组平均上网电价341.9元/千千瓦时（含直购电量），低于批复平均上网电价26元/千千瓦时；统调水电机组上网电价267.3元/千千瓦时（含直购、外送电量），低于批复平均上网电价21.3元/千千瓦时；地方小水（火）电及自备电厂平均上网电价225.6元/千千瓦时。

7.销售电价执行情况。2007年，全省主网销售平均电价458.6元/千千瓦时，其中：大工业电价452.5元/千千瓦时（含直购电），非工业、普通工业电价656.8元/千千瓦时，居民生活电价465.1元/千千瓦时，非居民照明电价746.2元/千千瓦时，商业电价906.4元/千千瓦时，农业生产电价475.4元/千千瓦时，贫困县农排电价188.5元/千千瓦时，趸售电价367.9元/千千瓦时。主网购销价差为165.6元/千千瓦时。

（三）煤炭、电力需求预测

1.电煤供应持续紧张。按照《四川省“十一五”及2020年能源发展规划》，“十一五”期间，全省将建设煤矿26对，年生产能力1389万吨， 2010年全省煤炭生产量达到9500万吨。全省“十一五”期间将新增水电1320万千瓦，净增火电630万千瓦（其中，新增火电880万千瓦，关停火电250万千瓦），综合考虑电力、冶金、化工、建材等规划以外新增项目增加煤炭需求和节能发电调度减少煤炭消耗的影响，2010年煤炭需求9700万吨。受国家加大对小煤矿关停整顿、煤炭新建项目建设周期的影响，预计2010年全省煤炭产量不超过9000万吨，全省煤炭缺口700-1000万吨。

2.电力、煤炭供应的季节性矛盾突出。我省水火电装机比例不协调，2007年全省水电装机占总装机容量的61.5%，其中无库容水电装机比例71.3%，调节性能差，丰枯出力悬殊，枯水期出力仅能达到丰水期出力的1/3，火电机组还将长期在四川电网中承担电力供应、电网安全、电压支撑等重要和关键作用。在节能发电调度模式下，水电优先发电，火电机组在电网中全年承担备用、调峰任务，枯水期主要依靠火电机组发电，电煤消耗和需求量大，全省电力、电煤生产供应不足，2007年枯水期电煤原煤缺口约300万吨，“十一五”期间还将进一步加大；丰水期在安排最小火电机组开机方式下，水电厂除满足省内用电外，还有富余电量，“十一五”期间每年丰水期富余电量在60亿千瓦时以上，全省丰水期电力和电煤生产过剩。

二、周边省（市）情况

（一）贵州省煤炭、电力生产供应情况

1.煤炭供应情况。贵州省煤炭储量2419亿吨，探明储量587亿吨。2007年全省煤炭产量1.08亿吨，省内电煤消耗量4067万吨（折合标煤2819万吨），出省煤炭2692万吨。煤炭生产成本约120-200元/吨，电煤车板价330-380元/吨（4800大卡/千克），电煤价格比省内同等质量的其他用煤价格低50-100元/吨、比出省煤炭价格低150-200元/吨（含出省价格调节基金50元/吨）。煤炭企业处于赢利状态。

2.电力供应情况。2007年贵州省电力装机2410万千瓦，其中：水电装机792万千瓦，火电装机1618万千瓦。全省发电量1140亿千瓦时，其中：水电发电量296亿千瓦时，火电发电量844亿千瓦时。主网统调装机2011万千瓦，主网水电机组上网电价241.4元/千千瓦时，主网火电机组上网电价290.5元/千千瓦时。6000千瓦及以上火电厂发电设备利用小时5673小时，发电标准煤耗334克/千瓦时。

3.保证电煤供应的措施。一是贵州省出台了征收煤炭调节基金的政策，省内销售的煤炭按照30元/吨（目前缓征）、销往省外煤炭按照50元/吨征收价格基金。主要用于煤矿安全建设、政府应急煤电煤调用、矿山公路建设、部分农民用煤的补贴。二是贵州省政府督办电煤供应力度大。省政府将完成电煤供应任务纳入省政府督办目标，电煤供应任务点对点下达到煤炭企业后，由省委组织部、省监察厅、省煤监局、省经委等部门联合督办，对保证电煤供应任务的落实起到了重要作用。

（二）云南省煤炭、电力生产供应情况

1.煤炭供应情况。云南省煤炭储量690亿吨，探明储量277亿吨，保有储量268亿吨。2007年全省煤炭产量7755万吨（其中国有重点煤矿1800万吨），省内电煤消耗量3200万吨（折合标煤1560万吨），电煤供应缺口800万吨，预计2008年电煤缺口约620万吨。省政府下达电煤生产供应计划，按市场价执行。2007年到厂电煤标煤单价417-440元/吨，2008年一季度到厂电煤标煤单价达到480-530元/吨，电煤比省内其他同等质量的煤炭价格低80-100元/吨，电煤生产成本为烟煤200元/吨、无烟煤约240元/吨、褐煤100元/吨，煤炭企业处于赢利状态。

2.电力供应情况。2007年云南省电力装机2210万千瓦，其中：水电装机1144万千瓦，火电装机1066万千瓦。全省发电量925亿千瓦时，其中：水电发电量456亿千瓦时，火电发电量470亿千瓦时。主网统调装机1706万千瓦，主网水电机组上网电价215元/千千瓦时，主网火电机组上网电价270.3元/千千瓦时。6000千瓦及以上火电厂发电设备利用小时5014小时，发电标准煤耗332克/千瓦时。受电煤供应紧缺的影响，云南省2007年省内限电38亿千瓦时，少送广东54亿千瓦时，从贵州购入8亿千瓦时。

3.保证电煤供应的措施。一是云南省政府出台了来煤加工补贴政策,在枯水期对工业电价加价40元/千千瓦时,补贴给供应电煤的煤矿，促进发电企业购进电煤多发电。二是云南省政府给予电力企业煤炭运费财政补贴。从省外购进的煤炭每吨补贴运费50元/吨，省内购煤按照煤炭质量进行运费补贴、发热量4300大卡的煤炭补贴运费30元/吨。

（三）重庆市煤炭、电力生产供应情况

1.煤炭供应情况。2007年重庆市煤炭探明储量30亿吨，重庆市煤炭产量4203万吨（其中国有重点煤矿1147万吨），全市消耗电煤1550万吨（折合标煤990万吨），电煤价格为无烟煤261元/吨、烟煤271元/吨。2008年，电煤供应价格为无烟煤291元/吨、烟煤301元/吨，市场煤价格340元/吨，电煤价格比同等质量的其他煤炭价格低40-50元/吨。

2.电力供应情况。2007年底，重庆市电力装机840万千瓦，其中：水电装机202万千瓦，火电装机636万千瓦，其他电力装机2万千瓦。全省发电量364亿千瓦时，其中：水电发电量68亿千瓦时，火电发电量295亿千瓦时，其他发电量1亿千瓦时。主网统调装机647万千瓦，主网水电机组最低上网电价205元/千千瓦时，主网火电机组上网电价337.3元/千千瓦时。6000千瓦及以上火电厂发电设备利用小时4408小时，发电标准煤耗360克/千瓦时。

3.保证电煤供应的措施。重庆市出台了煤炭价格调节基金征收使用管理办法，按照原煤40元/吨、精煤60元/吨、焦炭70元/吨的标准向煤炭生产企业征收，主要用于调控煤炭市场价格，保障主要火电厂电煤供应和煤炭供求平衡，适当用于引导产业结构调整、煤矿矿山环境恢复与治理。

（四）湖北省煤炭、电力生产供应情况

1.煤炭供应情况。湖北省煤炭资源缺乏，仅黄石、宜昌地区出产少量烟煤，探明储量0.6亿吨。全省煤炭用量6500万吨，其中省内电煤（标煤）消耗量1961万吨，煤炭原煤产量仅800万吨，主要从河南、山西、陕西及四川等省外调入煤炭满足省内需求。2008年一季度，河南平顶山发运到平鄂港烟煤（4800大卡/千克）船板交货价格为530元/吨，比2007年底上涨45元/吨，贫瘦煤（5500大卡/千克）船板交货价格为620元/吨，比2007年底上涨70元/吨。

2.电力供应情况。2007年，湖北省电力装机3713万千瓦，其中：水电装机2405万千瓦，火电装机1307万千瓦，风电装机1万千瓦。全省发电量1541亿千瓦时（包括三峡、葛州坝），其中：水电发电量933亿千瓦时，火电发电量608亿千瓦时，风电发电量0.03亿千瓦时。主网统调装机3339万千瓦（包括三峡、葛州坝），主网水电机组最低上网电价300元/千千瓦时，主网火电机组上网电价382元/千千瓦时。6000千瓦及以上火电厂发电设备利用小时4736小时，发电标准煤耗322克/千瓦时。

（五）与周边省（市）比较情况

1.煤炭资源。贵州探明储量最高，在500亿吨以上；云南探明储量在250亿吨以上，属于煤炭资源富裕省份；四川探明储量在100亿吨以上，属于煤炭资源贫乏省份；重庆探明储量30亿吨，属于煤炭资源较为贫乏省（市）；湖北探明储量在1亿吨以下，属于煤炭资源极为贫乏省份。

2.煤炭产量。贵州最高，在1亿吨以上；云南与四川相当，在7500万吨以上；重庆在4000万吨以上；湖北最低，为800万吨。

3.火电装机。贵州最高，在1500-1600万千瓦之间；湖北与四川较高，在1200-1300万千瓦之间；云南在1000-1100万千瓦之间；重庆最低，为636万千瓦。

4.电煤耗用标煤总量。贵州最高，在2800万吨以上；湖北次之，在1900万吨以上；四川与云南相当，在1550-1650万吨之间；重庆最低，为990万吨。

5.发电标准煤耗。四川最高，在370克/千瓦时以上；重庆较高，为360克/千瓦时；云南与贵州较低，在330-335克/千瓦时之间；湖北最低，为322克/千瓦时。

6.火电发电利用小时。贵州最高，在5600小时以上；云南较高，在5000小时以上；湖北处于中间位置，在4700小时以上；四川与重庆最低，约4400小时。

7.火电机组标杆上网电价。湖北最高，382元/千千瓦时；四川次之，347.8元/千千瓦时；重庆较高，337.3元/千千瓦时；贵州较低，290.5元/千千瓦时；云南最低，270.3元/千千瓦时。

8.保障电煤供应措施。贵州和重庆均出台了征收煤炭调节基金政策，优先保障本省电煤需要；云南以“来煤加工”方式通过对工业电价加价补贴火电企业，政府给予火电企业煤炭运费财政补贴电煤价格的上涨；湖北因煤炭资源稀缺而电煤需求量较高，主要通过省煤投在外省投资开矿，从河南、山西及四川等省高价调入煤炭满足电煤需要（湖北火电标杆电价高于河南、四川32元/千千瓦时以上）；四川电煤供应紧张，季节性矛盾突出，采取了电煤丰存枯用的“以奖代补”措施，保障电煤供应。

三、存在的问题

（一）能源开发利用不均衡

1.电力持续快速发展。我省电力装机容量由2003年的1859万千瓦增加到2007年的3130万千瓦，年均增长14%，全国电力装机容量年均增长16%，我省是全国电力装机容量增长速度的85%；我省发电量由2003年的818亿千瓦时增加到2007年的1226亿千瓦时，年均增长11%，全国发电量年均增长14%，我省是全国发电量增长速度的73%；我省用电量由2003年的760亿千瓦时增加到2007年的1177亿千瓦时，年均增长12%，全国用电量年均增长14%，我省是全国发电量增长速度的80%，电力装机容量满足了全省电力需求。

2.煤炭发展相对滞后。我省煤田地质结构复杂，是全国灾害最严重的6个省（市、区）之一，煤矿自然条件恶劣，开采技术落后，国有煤矿比例小，政府调控力度不够大，矿权取得困难，煤炭开发资本金不足，煤矿开发建设严重滞后，煤炭产量增长速度缓慢。煤炭产能由2003年的7287万吨增加到2007年的8777万吨，年均增长5%。煤炭产量由2003年的7261万吨增加到2007年的7695万吨，年均增长1%，全国煤炭生产量年均增长12%，我省煤炭产量增长速度仅为全国的8.3%。全省GDP由2003年的5456亿元增加到2007年的10505亿元，年均增长13.2 %，高于全国GDP增速2.6个百分点。煤炭作为占我省能源消耗总量60%以上的一次能源，落后于电力发展，滞后于经济社会发展。

3.现有煤矿产能利用不充分。我省煤炭产业集中度低，矿井数量多，生产规模小，生产技术和装备水平低，开采方法落后，煤矿自然条件差，各种灾害严重，煤矿安全基础薄弱。按照国家要求，我省对煤炭企业开展了资源整合以及安全整顿达标工作，对相关煤矿实施“三必须一杜绝”，夯实省内煤矿企业安全生产基础，全面提高煤矿产能，增加煤炭生产供应能力。目前，各地煤矿复产面严重不足，产能没有得到充分利用，2007年全省8777万吨的煤炭生产能力，实际生产煤炭7695万吨，煤炭产能没有充分利用。

（二）省内电煤供应总量不足

1.用电需求持续增长，电煤耗用量增加。一是受全省经济高速发展，火电机组发电用煤需要量增加。2007年全省净增火电机组307万千瓦，全网对电煤的需求进一步增加，电煤供应紧张的形势更为突出。二是受电力结构改变及节能调度的影响，电煤需求集中释放，丰枯差异进一步增大，枯水期电煤消耗是丰水期的2倍，枯水期电煤供应能力不足的矛盾更加突出。三是电煤质量下降，加大电煤需求。我省煤炭资源灰份高、发热量低、硫份高，煤质较差，少数供煤企业掺杂使假、分层装车，降低了煤炭质量，大量劣质煤流入电厂，增加了火电机组磨损，提高了厂用电率，减少了上网电量，加大了电煤需求。

2.煤炭销售价格差异，影响电煤供应。伴随煤炭市场化改革的逐步推进，煤价通过市场定价，电价的定价和调整仍然受政府管制，煤电产业链之间形成了市场体制与计划体制的结构性矛盾。一是电煤价格低于电煤销售成本，影响煤炭企业供应积极性。2007年，省属国有重点煤矿销售成本298元/吨，电煤结算价格226.3元/吨，电煤供应属于亏本经营，影响煤炭企业供煤积极性。二是冶金、建材、化工等工业用煤价格高于电煤价格，电煤供应量占煤炭消耗量的比例逐年减少。2007年，电煤价格比同等质量的市场煤价低50-80元/吨，全省冶金、建材、化工用煤由2003年的2873万吨增加到2007年的4014万吨，由占全省煤炭消耗量的36%增加到52%，增长16个百分点。而电煤由2003年的2575万吨增加到2007年的2970万吨，由占全省煤炭消耗量的33%增加到39%，增长6个百分点，电煤供应量增长幅度小于冶金、建材、化工用煤增长幅度。三是外省高价购买我省煤炭，减少省内电煤供应。2007年，通过水路、公路、铁路调往省外煤炭600多万吨。四是火电企业燃煤成本占生产成本比重大，无法与其他工业用煤进行竞争。2007年，火电企业燃煤成本占生产成本的65%-70%，其他用煤大户冶金和化工约仅占5%－8％，火电企业对煤价上涨承受能力大大低于其他工业企业。

（三）省外购进电煤难度大

1.全国电煤供不应求，供需形势严峻。今年3月份以来，全国电煤供应又出现了紧张的局势，煤炭的库存再次下降，特别是有些电厂电煤已经到了比较紧张的程度。据初步统计，4月20日全国统调电厂库存煤炭已经下降到4669万吨，比3月初减少约630万吨，下降幅度12%。据测算，今年全国电煤需要量将超过14亿吨，按照目前煤炭产量和库存分析，全国电煤供应偏紧，缺口约2.5亿―3亿吨。

2.电煤运输瓶颈凸现，铁路运力受限。我省从外省购进电煤主要依靠铁路运输。煤炭市场放开后，煤炭资源配置主体发生了重大变化，煤炭运力配置计划由煤炭企业向铁路提交,造成以煤炭定运力、以运力定电煤的局面。根据中电联统计，2008年煤炭产运需衔接会共签订电煤合同59349万吨，超出运力框架方案配置834万吨，目前襄渝线、川黔线、内六线、成昆线运能饱和度已在95%以上，枯水期省外电煤入川铁路运输难以保证。

3.其他省（市）出台政策，限制煤炭外流。与我省相邻的重庆、贵州、云南等省（市）电煤供应同样紧张，纷纷采取收取价格调节基金，限制煤炭外流。如贵州省对出省煤炭征收50元/吨煤炭调节基金，重庆市对煤炭生产企业按照原煤40元/吨、洗精煤60元/吨、焦炭70元/吨征收，进一步加大了从外省大量购进电煤的难度。

（四）火电企业承受电煤价格持续上涨能力不足

1.电煤价格大幅上涨，燃料成本激增。受煤炭生产成本增加、燃油涨价、汽车治超治限、运价上涨等因素影响，我省电煤价格持续大幅上涨。 2003―2006年我省主网主要火电企业单位燃料成本累计增加64.4元/千千瓦时，同期国家煤电价格联动电价疏导37.8元/千千瓦时，火电企业两次煤电价格联动累计承担了41％的电煤涨价成本，联动缺口达26.6/千千瓦时。2007年我省电煤指导价平均上调38元/吨，2008年全省订货会后电煤价格再次上调30元/吨，2007年以来的电煤上涨增加主网主要火电企业单位燃料成本约49元/千千瓦时，火电企业普遍亏损。

2.发电利用小时数下降，不能补偿固定成本。近年来，随着我省主网发电装机容量的快速增长，主网水电厂发电设备利用小时基本维持不变，主网火电厂发电设备利用小时从2005年的5348小时下降到2007年的4347小时，既低于我省测算标杆电价对应的4500小时，也低于周边省份及全国平均水平。节能发电调度全面实施后，预计2008年我省主网火电利用小时数将降低到约3200小时，2010年还将进一步降低到2400小时左右，受发电量减少的影响，主网火电企业的固定成本无法得到合理弥补。

3.丰枯峰谷电价政策执行环境发生变化，火电企业上网电价峰谷损失较大。1998年，我省出台了丰枯峰谷电价政策，对引导电力用户消费、促进有调节能力的水电厂建设、提高电厂调峰能力起到了积极作用。近年来，受电源结构、用电需求变化的影响，实际执行情况与测算方案有较大的偏差，火电企业上网电价达不到批复电价水平。按照我省丰枯峰谷电价政策，火电企业只实行峰谷浮动，高峰时段上浮33.5%,低谷时段50%。由于火电企业实际上网电量峰谷比接近为1，导致实际结算电价比国家批复电价降低约5％。2007年全省主网火电企业因执行峰谷电价政策减少收入约5亿元。经省政府协调，落实了6650万元的峰谷补贴资金，火电企业承担了4亿余元的损失。

4.政策性成本增支因素增多，火电企业无力消化。一是脱硫标杆电价偏低，不能弥补火电企业脱硫成本。我省电煤平均含硫率3% 左右，高于国家脱硫标杆电价对应的2%的含硫率标准，火电机组脱硫成本超过了国家现行15元/千千瓦时脱硫上网标杆电价。二是小火电机组关停置换电量未得到落实，安置收入来源受限，关停企业职工稳定矛盾突出。2007年，全省安排小火电关停置换电量25亿千瓦时，到年底还有8亿千瓦时没得到落实，对部分关停企业的生产经营、职工队伍稳定造成了不利影响。另外，近几年国家提高了水资源费、排污费征收标准，政策性成本增支未在上网电价中进行疏导。

（五）电力、煤炭之间统筹协调力度不够

1.枯水期电煤紧缺导致电力供应不足，影响全省经济发展。火电企业因缺煤大量减发电量，已严重影响到我省电力供应，制约了全省的经济发展，也不利于投资环境的改善。据统计，我省2007年每度电对第二、三产业的单位GDP产出贡献达到9元。今年一季度因缺煤火电厂少发电量40亿千瓦时，虽通过向省外购电26亿千瓦时，弥补了部分电力供应缺口，但全省拉限电量有近14亿千瓦时，直接影响我省一季度GDP少增长约122亿元。

2.电网建设滞后，影响省间电力调剂。我省电源结构和煤炭资源开发状况，决定了全省电力供应同时存在枯水期因水电来水减少和电煤供应短缺导致电力供应紧缺、丰水期因来水增加导致电力富裕的情况，客观上需要通过省间电力交易进行调剂。受电网建设资金需求量大、财务费用高的影响，电网建设滞后于电源建设，主网与省外电网联系较为薄弱，通过三回500千伏线路与重庆相连，再由重庆到湖北的四回500千伏线路与华中四省联网，送省外最大负荷为350万千瓦，从省外送入最大负荷为170万千瓦，对我省电力供需的调节、平衡作用较为有限，不能完全满足调节我省枯水期电力供应不足、丰水期电力富裕的需要。

3.煤炭、电力资源调配力度不够，制约全省能源保障体系作用的发挥。2007年，我省煤炭外销600多万吨，其中相当大一部分为外省用电煤。相应减少了省内火电企业发电量，降低全省电力供应能力。同时，从省外购入62亿千瓦时电量，购电均价297.2元/千千瓦时，比我省主网火电平均燃料成本高73.1元/千千瓦时，高于我省外送电电价259.2元/千千瓦时，若购电省份出现电力短缺，省外购电将难以保障（今年一季度就发生了此类情况）。目前，我省出现的输出附加值低的煤炭、购入相对附加值高的电力的现象，不但显得极不经济，而且使运力更加紧张，不能充分发挥全省能源保障体系的作用。

四、有关政策建议

（一）加强统筹规划，建立煤炭、电力协调发展机制

1.强化能源统筹规划，保障全省工业协调发展。当前，我省正在积极准备承接东部产业大转移，以加快工业发展步伐。电力作为国民经济的基础产业，电力供应能力直接影响到全省工业、经济发展的速度和规模。为此，建议省政府有关部门进一步加强对能源资源行业的规划和管理，加强煤炭需求综合分析，根据各行业对全省经济、社会发展的重要程度，研究确定各行业对煤炭消耗的总体水平，提高能源工业保障能力。

2.加快煤炭资源开发建设，促进煤炭与火电建设同步。加快矿业权、立项等方面在省内权限的审批速度，支持煤炭企业向国家进行矿业权、项目申报，加大推进煤炭资源开发整合力度，鼓励国有大矿兼并、改造和托管小煤矿，提高国有重点煤矿的煤炭产量，发挥煤炭骨干企业在电煤供应中的支撑作用，增强政府对煤炭资源的调控能力。加快省内大型煤矿特别是国有重点煤矿的建设速度，提高煤炭产业集中度，加大煤矿勘探、开发力度，缩小煤炭供需差距，努力确保煤炭供应增量与全省经济发展目标保持一致。同时在火电项目建设之初，落实与之配套的煤矿建设、运输能力建设，并协调建设同步进行，确保火电机组投产后的电煤供应。

3.着眼煤电持续协调发展，建立煤电合作机制。电力行业与煤炭行业的相互依存度较大，建立煤炭与电力之间的良性协作机制，有利于促进煤炭和电力行业之间的长期、稳定、协调发展。一是建立煤电互保机制，鼓励煤电双方建立长期稳定的供货关系，完善煤炭市场规则，构建健康的市场秩序。近期，可加快研究统筹协调各行业对煤炭和运力的需求，鼓励签订长期合同，建立安全可靠的电煤供应长效机制。二是推动煤电一体化建设，鼓励煤电双方通过相互持股、参股或控股，进行战略整合，建立产权纽带，以资本为纽带加速产业融合，确保发电企业有稳定的煤炭来源，从源头解决当前电煤供应中存在的利益分配纠结不清问题，形成多赢局面，促进煤电可持续发展。

（二）加强综合调控，建立电煤供应保障机制

1.加快煤矿安全达标整顿步伐，充分发挥现有煤矿生产能力。政府有关部门应加快煤矿安全整顿进度安排，提高煤矿安全整顿针对性。加强对停产整改煤矿复产验收工作的指导、协调和督查，尽快恢复已达标煤矿企业的复产工作。综合考虑煤炭资源整合时期对产能的影响，合理安排小矿整改、煤炭资源整合工作进程，统筹规划，避开用煤高峰期。加快煤矿改扩建项目建设，加紧推进新增煤矿项目建设，提高煤炭供应总量。

2.征收煤炭价格调节基金，加强电煤供应综合协调。一方面，根据我省目前煤炭供应紧缺的形势，通过对从事煤炭生产经营的所有企业，按煤炭生产企业实际销售量，征收煤炭价格调节基金，电煤实行先征后返。调节基金主要用于补贴电煤与市场煤价差、从省外购进电煤价差、电煤丰存枯用损耗及储煤款贴息、煤矿企业资源整合、电煤生产企业扩能技改、国有重点煤矿采矿权价款的补贴，调控全省煤炭流向，控制煤炭无序外流，保护煤炭企业供应电煤积极性，促进煤炭生产企业提高生产能力，鼓励火电企业跨省组织电煤，缓解省内煤炭资源短缺的状况。另一方面，根据全省新建大型火电厂主要在川东北片区、新开发煤矿主要在川南片区、煤矿与电厂布局不一致的分布特点，省政府有关部门指导、协调煤炭生产供应，加大对全省煤炭资源的统一调度，使有限的煤炭资源得到有效利用，切实保证电煤供应。

3.建立电煤丰存枯用储备激励机制，调动火电企业存煤积极性。现在，煤矿企业基本上采用均衡、满负荷方式安排煤炭生产，受火电企业丰水期发电量减少而导致电煤消耗减少影响，煤炭企业面临在省内煤炭滞销问题，必将通过开拓省外市场打开销路，减少省内全年电煤供应总量，影响电煤合同的兑现。据近几年的运行情况测算，我省主网枯水期电煤供应缺口约300万吨，而全省主网电厂煤场最大存煤量为316万吨，基本能够满足电煤丰存枯用的需要。建议我省建立电煤丰存枯用储备激励机制，由省政府下达火电企业丰水期电煤储存指标，对完成丰水期电煤储存任务的企业，给予煤炭损耗、储煤资金贴息的补贴和购煤资金支持，鼓励火电企业在丰水期增加电煤储量，为保障全省枯水期电力供应打好基础。

4.构建煤炭合理计价体系，保证电煤供应质量。全额热值计价实质上是一种优质优价、按质论价的交易方式，体现了成熟市场中对买卖双方公平交易的约束和规范，可以有效保护买卖双方合法利益不受损害。全额热值计价已逐渐成为煤炭交易市场的一种共识，全国除四川、新疆以外的省份都实行了全额热值计价。建议建立煤炭合理计价体系，按照全额热值计价，明确煤炭交易质量标准，严厉打击掺杂使假不法行为，确保电煤供应质量，净化煤炭市场秩序。

5.加大省外电煤购入力度，控制省内煤炭无序外流。火电企业应抓紧落实省外煤炭资源，积极协调铁道部及有关铁路局，争取国家重点运输计划，增加省外电煤入川运力，增加省外入川电煤供应量。同时，根据全省经济社会发展的需要，综合运用财政、税收、土地、矿权等政策措施，积极引导我省建立与周边省（市）合理的煤炭市场价格，充分发挥市场配置资源的作用，控制省内煤炭无序外流。

（三）制定、完善有关政策，提高火电企业电煤价格承受能力

1.完善煤电联动机制，积极推动第三次煤电价格联动。第二次煤电价格联动以来，全省电煤价格已上涨40%，远远超过国家煤电价格联动政策5%的联动标准，建议省政府尽快推动实施四川第三次煤电价格联动，完善煤电联动机制，对火电企业2006年以来因电煤价格上涨增加的成本、水资源费、排污费等政策性成本增长因素进行疏导，促进煤炭行业和电力行业协调发展。

2、建立节能发电调度补偿机制，积极稳妥推动节能发电调度试点。在我省推行节能发电调度时，应以构建和谐电力为出发点，坚持利益平衡的补偿原则，制定科学合理的经济补偿政策。将因实施节能发电调度而增加收益的电力企业增收部分用于对火电企业实施补偿，避免原有利益格局出现过大调整，确保电力供应安全，维护电力企业正常生产经营秩序。

3.完善丰枯峰谷电价政策，形成电力合理利用和良性发展机制。测算全省峰谷丰枯电价政策的执行情况，修改现行的峰谷电价浮动政策，合理调整丰枯、峰谷电价浮动比例，使火电企业峰谷电价上下浮动比例更趋合理，形成兼顾各方协调发展、有利于火电企业正常经营和发展的电价机制。

4.实施枯水期“来煤加工”政策。借鉴云南省的经验，研究实施“来煤加工”政策，工业企业对超基数用电量支付一定的费用，用于发电企业增加购进电煤多发电，补偿火电企业在煤电联动实施前因煤炭价格上升而增加的部分运行成本，以保证工业企业的枯水期用电。

5.加大协调工作力度，落实脱硫减排、小火电机组关停政策。建议省政府有关部门根据国家有关文件，研究制定合理脱硫电价，对火电企业脱硫成本给予补偿，鼓励火电企业加大环境保护和减少污染排放的投入。同时，建议省政府有关部门结合我省实施节能发电调度试点工作，研究制定有利于关停小火电机组的政策，避免利益格局调整过大，以减轻火电企业经营压力，确保职工队伍稳定。

（四）加大跨省电力交易，减缓电煤供应压力

1.提高川电外送能力，变资源优势为经济优势。目前，四川电网加大电网建设力度，“十一五”计划投资800多亿元， “十一五”前两年已投入建设资金212亿元。建议在国家疏导电价矛盾时对电网电价矛盾一并考虑，积极研究支持电网建设资金的政策，促进电网企业加快投入，加快我省电网外送通道建设进度，提高与省外电网之间的电力交换能力，增强电网供电可靠性，保障川电外送通道畅通，增加电力供应能力，充分消化我省富裕电力，提高火电的利用率，把我省的资源优势转化为直接经济效益。

2.借助市场平台，实现丰枯互济。积极响应节能发电调度和区域电力市场建设，借助区域电网平台，充分利用各省资源差异，枯水期多从省外购电，丰水期多向省外送电，最大限度地解决枯水期电煤供应不足、丰水期电力富裕的问题。



（成都电监办）

  



【来源】电监会办公厅