去年入冬以来，华东区域发电企业纷纷告急，电煤供应困难，发电企业电煤库存急剧下降，威胁着电网的安全运行。为了及时掌握华东区域发电企业2008年电煤供应及合同签订情况，摸清电煤价格的变化情况，以进一步分析电煤价格对华东区域发电企业经济效益的影响，我局对部分发电企业电煤供应情况进行了调研，现将调研了解到的相关情况分析如下：

一、调研发电企业基本情况

参与调研的发电企业共计64家，装机容量6677万千瓦，占2007年底华东区域燃煤电厂总装机容量的54.52%，其中上海6家、江苏22家、浙江13家、安徽12家、福建11家。

参与调研的发电企业2007年发电量3330亿千瓦时，使用原煤14614万吨，平均热值约5161大卡/千克，平均到厂价478.51元/吨，其中运价59.07元/吨。

参与调研的发电企业2008年预计发电量3714亿千瓦时，较2007年增长11.56%；预计耗用原煤16522万吨，较2007年增长13.04%；签订量价已落实合同的电煤13178万吨，占预计耗煤量的79.76%，其中重点合同电煤量12539万吨，占2008年预计耗煤量的75.89%，市场采购电煤量639万吨，占2008年预计耗煤量的3.87%；量价落实合同的电煤平均到厂价542.98元/吨，较2007年增长13.47%，其中，运价77.06元/吨，较2007年增长30.47%。

二、2008年调研电厂电煤合同签订情况

2008年64家调研电厂全部签订了合同，我们进行简单归类，签订方式按大类有三种，分别是重点合同、市场采购合同和有量无价合同。重点合同指年初在煤炭订货会上签订的合同，市场采购合同指电厂和煤炭经销商在年初订货会后签订价格相对较高的合同，有量无价合同指已签订电煤合同量但价格随行就市的合同，合同签订的具体情况如下：

1、合同签订比例总体尚可，但各厂之间差异较大

64家调研电厂三种合同合计签订的电煤量占预计耗煤量的99.55%，其中：64家企业都签订了重点合同，重点合同签订的电煤量为12539万吨，占预计耗煤量的75.89%；7家企业签订部分市场采购合同，电煤量为639万吨，占预计耗煤量的3.87%；10家企业签订了有量无价合同，电煤量为3271万吨，占预计耗煤量的19.79%。

但各发电企业合同签订情况差异较大，从重点合同来看，最高的江苏天生港电厂，签订的重点合同占预计耗煤量的137%，

而最低的福建漳平电厂仅签订了12%。

图12008年各电厂重点合同签订比例分布图

从上图可知，重点合同签订电煤量占预计耗煤超过100%的有18家（上电股份由5家电厂组成），占统计电厂的28.13%；50%-100%的有37家（浙能投由11家电厂组成），占统计电厂的57.81%；低于50%的有9家，占统计电厂的14.06%。

2、重点合同的兑现率不高

按重点合同的往年兑现率估算，2008年调研发电企业的重点合同兑现率不超过84%。

从往年情况来看，各厂之间差异较大，64家电厂中，除上海外高桥三厂是2008年正式投运电厂外，有14家电厂的兑现率为100%，90%-100%有19家，70%-90%的8家，50%-70%的为19家，50%以下的为3家，比如重点合同签订率占预计耗煤量137%的天生港电厂，其2006年的合同兑现率为46.81%，2007年的合同平均兑现率54.7%。

图22007年各电厂重点合同兑现率的分布图

由于重点合同的兑现率较低，部分电厂采取了多签订重点合同的方式，保障电煤供应，64家电厂有18家重点合同签订电煤量占预计耗煤超过100%，其累计预计发电耗煤4450万吨，已签重点合同量4806万吨。

3、各省的合同签订情况差异较大

汇总各省情况，华东区域预计耗煤量16522万吨，签订重点合同12539万吨，分析往年的兑现率和今年的实际情况，2008年统计电厂的重点合同预计兑现率为83.73%。为保证生产需要，各发电企业积极努力，签订了市场采购合同638.6万吨，有量无价合同3270.5万吨，考虑运力紧张和煤矿资源紧缺，市场采购和有量无价合同以50%的兑现率进行估算（其中，浙能投有量无价合同兑现率以60%计算），2008年电煤缺口3841万吨，占预计耗煤量的23.25%。

●浙江、安徽、福建的预计兑现率较高，主要是浙江的浙能投、国电北仑、国华宁海都属于集团性煤电合同签订方式，电煤量可以在集团中协调，对电厂来说增加了调节手段；安徽的大部分、福建的小部分电厂采用本地电煤，运力压力相对较轻，煤炭资源也相对丰富，有其区域优势，福建值得一提的是可门、宁德两个大电厂，虽然来煤均需在秦皇岛港口起运，但电厂落实了专用的运输船舶，兑现能力提高。

●浙江、安徽的电煤缺口相对较少，分析主要原因，也是两个。一是安徽是煤炭大省，资源丰富，保证了电煤供应；二是浙江的浙能投作为省级发电集团，拥有较多的发电机组，集中采购的优势得以体现，并已签订了每月协商价格的有量无价合同2274万吨，电煤来源有保障。

上海、江苏、福建的电煤缺口相对较大，上海、江苏主要是兑现率比较低，而福建主要新电厂较多，合同签订量较少。

4、集团统一签订方式的电煤量和兑现率均高于电厂自我签订方式

重点合同签订量和兑现率都高于100%的电厂一共有8个电厂，分别是国电集团所属的常州电厂、北仑电厂、宿迁电厂、福州电厂，国华属下的太仓电厂、宁海电厂，有煤炭投资背景的田集电厂和合资电厂合肥二厂。

国电和国华所属电厂的电煤由集团统一采购调运，按月根据煤炭需求计划组织落实保障供应，均未发生由于煤矿、运力或其他原因造成的电煤无法兑现的现象。合肥二厂为合资发电企业，投运至今一直由淮南国投新集和淮北矿业集团两个大型煤矿保证电煤供应，有阶段性出现由于煤矿出煤情况和铁路车皮计划情况而导致的来煤不足情况，但未出现合同不兑现的现象。田集电厂隶属淮沪煤电有限公司，由上海电力股份和淮南矿业集团共同投资，电煤分别来自安徽丁集煤矿和淮南矿业集团，运力已安排。

调研电厂还有两个集团也是采取统一采购方式，分别为浙能投和上海电力股份。

浙能投所属的11家电厂的电煤由浙江浙能富兴燃料公司进行统一采购，2008年签订重点合同2182万吨，主要来源是神华、中煤、同煤、伊泰和淮南煤矿，兑现率在90%，燃料公司另与山西、内蒙其他煤炭公司签订了按月协商价格的合同2274万吨，兑现率估计在60%，两者合计3240万吨，浙能投总缺口500万吨左右。

上海电力股份公司重点合同签订电煤量最大为1337万吨，比全年预计电煤耗量高2个百分点，由上海电力燃料公司统一采购，一共签订了29个合同，电煤主要来源为山西、内蒙、河南、陕西、安徽、江苏（其中：神华、伊泰、满世、中煤的电煤量占了近60%），提供给上电股份所属的吴泾二厂、外高桥一厂、江苏贾旺、阚山等电厂。上海电厂海运来煤均委托中海发展股份有限公司承运，长江来煤大部分由长航货运公司承运，港内运输由燃料公司自行负责。但近两年上海电厂的合同兑现率较差，2006年为61%，2007年为50%，主要原因有：一是运力难度加大，中海公司多艘33年船龄的老旧船到期报废，新增运力跟不上；吴泾地区又受航道和夜航的影响；神华集团因为提高黄骅港装载效率，限制2.5万吨以下船舶数量，致使原本运力不足的困难，又新添了调运的难度；二是煤炭供需紧张，山西受矿难影响，一段时间内，除同煤、平朔等大矿还在生产外，其他地方煤矿一律停产，山西发煤站几乎无煤可发；山西、河南、安徽等产煤省，地方政府为保证省内电厂燃料的供应，限制煤炭出省，也进一步加剧了煤炭供应的紧张。上海电力股份公司目前正在发挥集团采购优势，派专人赴港口协调装船，加快船只周转速度，力争神华、伊泰、满世、中煤的合同兑现率能达到90%以上。保守估算2008年神华、伊泰、满世、中煤的合同兑现率80%，铁路运至贾旺电厂煤厂交货的兑现率80%，其他合同兑现率50%，则上海电力股份重点合同预计实际兑现电煤为1039万吨，缺口为250万吨。

总体来说，集团统一采购方式的合同签订量和兑现率要优于电厂自我采购方式。

三、电煤价格情况

2008年华东统计电厂签订量价落实合同13178万吨，原煤到厂价格为542.98元/吨（含税，下同），运费77.06元/吨，分别较2007年价格上涨64.47元/吨和18.00元/吨，增长率为13.47%和30.47%。

1、各省的电煤价格均涨幅较大

从分省电煤价格来看，2008年，已签订合同的电煤价格福建最高，为606.67元/吨，其它依次为上海553.25元/吨、浙江546.02元/吨、江苏535.61元/吨、安徽485.76元/吨，分别比2007年增加了114.78元/吨、68.17元/吨、45.62元/吨、71.44元/吨、46.53元/吨，增长率在9%-23%之间。其中运费价格也是福建最高，达102.91元/吨，其它依次为浙江98.52元/吨、江苏84.74元/吨、上海76.28元/吨、安徽38.95元/吨，分别比2007年增加了34.08元/吨、24.63元/吨、15.98元/吨、28.48元/吨、4.82元/吨，除安徽增长率为14.13%，其他省市均超过了23%。

福建电煤价格最高运价也最高，是因为福建本地的小煤矿只能提供小电厂用煤，其大电厂全部采用北方电煤，本身煤价就高并且为海运，运输价格超过100元/吨。

安徽省电煤价格较低，比最高的福建低了121元/吨，是因为安徽的发电企业基本购入的是本省煤炭，2008年安徽调研电厂签订购煤合同2322万吨，其中购本省电煤2081万吨，占合同量的89.64%，到厂价为477.20元/吨，比购外省电煤价格559.75元/吨低了82.55元；购本省电煤平均运价26.34元/吨，比购外省电煤的平均运价105.27每吨低了78.93元。

上海、江苏、浙江电煤价格相差不是很大，江苏稍低因为还有徐州矿务局提供了部分煤炭。浙江因为浙能投只提供了签订合同的平仓价或场地价，在此按运价100元/吨估算到厂价，会有一些差异，但差异不会太大。总体来说，三个省都是缺煤省，所需煤炭基本外购。

如果进一步考虑合同约定热值，华东平均标煤价格为731.78元/吨，比2007年标煤价格涨了82.73元/吨，增长率为12.75%。四省一市标煤价格的高低排序不变，依然是福建、上海、浙江、江苏、安徽，差距稍微缩小，最低的安徽标煤价格比最高的福建低了99.98元/吨。

2、市场采购合同的电煤价格远高于重点合同

2008年华东区域统计电厂签订的重点合同12539万吨，原煤到厂价538.97元/吨，运费77.92元/吨。签订市场采购合同量为639万吨，平均到厂原煤价为621.87元/吨，运费60.20元/吨。

和已签定的重点合同价格相比，市场采购到厂价格高了约83元/吨，运费低了约18元/吨。主要原因是639万吨电煤中有47%是安徽统计发电企业在本省内进行市场采购，一方面安徽电煤的价格相对其他省市较低，另一方面就近采购的运费较低。另外，市场采购是调研发电企业在年初进行，尚有约3841万吨电煤缺口需要在2008年逐渐通过市场采购弥补，2008年最终的价格还不明朗，但上涨的趋势却是可见的，外二、华能福州已签的市场采购电煤比重点合同的到厂价每吨高了170元左右。

但如果从标煤价格来看，重点采购的价格比市场采购的低了118元/吨，重点合同的约定热值比市场采购的稍高。

3、区外来煤价格高于区域内电煤价格

从2008年已落实的重点合同来看，华东区域调研电厂向华东外煤矿签订合同量为9458万吨，占75.43%，平均价格549元/吨，其中运价为92元/吨；与华东区域内煤矿签订合同量为3081万吨，占24.57%，平均价格508元/吨，其中运价为46元/吨。

华东区域外电煤来源主要是大的煤炭集团，神华3141万吨、中煤1368万吨、伊泰590万吨，占外来煤的54%，其他煤炭供应商所在省市有：山西1564万吨、陕西819万吨、内蒙313万吨、山东80万吨、河北120万吨、河南190万吨、其他1243万吨、国外30万吨。

华东区域内电煤来源为安徽2738万吨、江苏223万吨、福建121万吨，安徽电煤量最大，占华东区域内电煤合同量的89%。

从其价格情况来看：国外进口煤炭价格最高为700.4元/吨，比重点合同的平均价格高了161元/吨，河北来煤最低，到厂价为450.7元/吨，比平均价格低了88.27元/吨，其它从高到低依次为：山东592.36元/吨、内蒙587.34元/吨、其他585.6元/吨、陕西562.53元/吨、中煤544.8元/吨、伊泰542.16元/吨、山西542.13元/吨、神华537.05元/吨、江苏535.2元/吨、淮南524.57元/吨、河南520.2元/吨、皖北518.46元/吨、福建502.36元/吨、淮北498.53元/吨、新集477.82元/吨、安徽其他456.97元/吨。

作为华东区域的产煤地安徽，其煤价总体来说比较低。安徽煤矿供应本省电厂的价格略低于供应区域其它省市电厂，2008年安徽调研发电企业重点合同购本省煤矿1784万吨，价格为470.16元/吨，其中运费27.12元/吨；其它省市调研发电企业购安徽省煤矿重点合同电煤954万吨，价格为572元/吨，比安徽本省电厂的价格高了102元/吨，其中运费84元/吨，比本省的高了57元/吨。

图42008年调研电厂重点合同电煤价格情况表

4、集团采购方式价高量可控，有一定优越性

从采购方式来看，按大类可分为两种方式，一种是集团集中采购，所属集团燃料公司组织供应，统一采购、统一调运与协调。电厂配合参与订货工作，具体由燃料公司负责同煤矿、铁路签订煤量和运力。一种是电厂自行采购。

华东区域采用集团采购的有浙能投、国华、国电及上电股份所属电厂，其余电厂均自行采购。2008年集团采购的统计电厂预计耗煤6858万吨，已签字重点合同5449万吨，重点合同签订率79.46%，比自行签订合同的其他电厂73.37%高了6个百分点，预计重点合同兑现率88.21%，比自行签订方式高了8个百分点，而且，集团方式在签订重点合同之外另外签订了市场采购合同和每月协商的有量无价合同，使得预计缺口煤量也远低于自行签订的方式，但采取集团签订方式的平均到厂价相对较高，为555.42元/吨，比自行签订方式的每吨高了30元。

5、煤炭运输价格及其他费用在不断提高

华东区域来煤的运输方式，按大类可分为三种：一种主要是神华、伊泰、中煤等来煤，也有部分山西、陕西的来煤，在秦皇岛、黄骅港、天津港、京唐港等北方港货，其到厂价格为平仓价+海运价+港口费用+内陆或内河运输费用（或者直接到厂）；另一种是陕西、山西的来煤及安徽运往其他省份或本省较远区域的来煤，一般通过铁路运输，其到厂价格为车板价+铁路运输价+中转站费用+内陆或内河运输费用；还有一种是安徽本省来煤，供安徽本省电厂，主要是铁路直达或汽车运输。

由于对报表口径理解上的一些差异，部分发电企业将运输所有环节的费用都纳入运价，另一些发电企业将运价和其他费用进行了剥离，为了有一定的可比性，我们按电厂提供的运价进行统计，2008年为77.06元/吨，比2007年增加18元/吨。但如果把所有环节的费用都纳入，则2008年的运价为88.31元/吨。

从电厂报送的相关数据来看，北方港口平仓的海运运输价大约在70-90元/吨之间，其他杂费在15元左右，海运成本占煤炭综合成本已上升到20%，基本趋势是煤炭上涨、油价上涨，海运价也跟随其上涨。还有一些是从日照港或青岛港中转下水到厂，海运价60—80元/吨。

铁路运输由于铁路运费按吨公里计费，运输距离对价格影响较大，据淮南田家庵电厂介绍，从2007年11月开始吨公里运费由0.0434元调至为0.0454元，运输线越长，费用越高，江苏电厂的铁路运输来煤运费大约90-130元/吨，其中其他杂费在20元/吨左右。

安徽对本省电厂来说，车板价外的其他费用包括运费合计大约在20-40元/吨之间。

从2008年已签订的合同情况来看，运价的上涨率高于煤价上涨，特别是由于油价上涨，运力安排紧张，运价的上涨趋势明显。

四、煤价上涨趋势对发电企业效益的影响

从2008年已签订量价落实合同价格情况来看，原煤价格上涨了64.47元/吨，上涨幅度为13.47%。按汇总调研电厂发电煤耗314.04克/千瓦时计算，单位发电燃料成本将上涨24.14元/千千瓦时。

我们对2007年41家发电企业的财务快报进行了汇总，发电企业的效益情况并不乐观，41家统计电厂利润总额75亿元，发电单位利润（利润总额除以发电量）36.77元/千千瓦时。

由于电煤调研采集的样本与财务快报样本不一致，为增加可比性，我们以发电单位利润（即利润总额除以发电量）来测算2008年的利润空间。

假定其他各项单位成本皆维持在2007年水平不变，预计调研电厂的单位燃料成本增长预测，2008年华东区域发电单位利润为12.63元/千千瓦时，各省市分别为：上海20.53元/千千瓦时、江苏3.67元/千千瓦时、浙江29.5元/千千瓦时、安徽-3.09元/千千瓦时、福建-15.52元/千千瓦时。由于江苏、福建统计电厂样本缺乏大部分的60万机组财务数据，财务快报统计的发电单位利润偏低，预计的2008年发电单位利润亦偏低。考虑样本的差异性，估计江苏、福建的盈利空间在上海和安徽之间，华东区域安徽的盈利空间最低，部分电厂将亏损经营。

以上数据是在已签订合同的价格水平上进行测算。事实上，2008年，调研发电企业签订的重点合同占预计耗煤量的75.89%，考虑预计兑现率为83.73%，估计重点合同能保证约66%的预计电煤量，其缺口需要在市场予以补充。从发改委公布的动力煤市场交易价格情况来看，电煤价格又在上涨，4月末，具有代表性的秦皇岛港发热量5500大卡/千克动力煤的平仓价格为595-605元/吨，同比上涨了160元/吨，比上月上涨了约5元/吨，比已签订的同等发热量重点合同电煤价格460元/吨高140元/吨左右。秦皇岛至上海和宁波方向2-3万吨船舶的煤炭运价分别为每吨100-105元和103-108元，比3月末上涨了20元/吨左右。从安徽得到的消息，淮南矿务局已电话通知，电煤价格又将提高，计划内提高60元/吨，计划外提高80元/吨。

由此可见，电煤价格水平有继续上涨的趋势，从华东区域电厂情况看，赢利空间略高于1分钱，如煤价再平均提高60元/吨左右，华东区域发电企业将面临全面亏损，严重影响发电企业的正常经营，形势非常严峻。

五、基本结论和建议

归纳电煤供应及价格对发电企业经营影响的程度，有以下几点基本结论：

1、电煤供应偏紧，合同签约及兑现率不高

2008年华东区域签订重点合同占预计耗煤量仅75.89%，预计兑现率为83.73%，市场采购合同和有量无价合同兑现率大约在50%，64家调研电厂中缺口电煤量占40%以上的有15家。

主要原因是在电煤供应偏紧的状态下，煤炭行业在煤、电两大行业的博弈过程中处于卖方市场，大量减少重点合同电煤的计划量，可把合同煤变成市场煤，以获取更高的收益，利益驱动造成了电煤供应无序的状态。

2、电煤价格上涨过快，资源性产品价格缺乏形成机制

2008年华东调研电厂已签合同原煤到厂价格为542.98元/吨，运费77.06元/吨，分别较2007年上涨了64.47元/吨、18.00元/吨，上涨幅度分别为13.47%、30.47%，从目前市场变化趋势看，煤价上涨不可避免，上涨的幅度还将增大。“计划电”和“市场煤”的矛盾正在加大。

煤炭行业名义放开，实际已成为寡头垄断市场，煤炭市场化并未真正建立起来，部分煤炭垄断寡头通过控制产量也控制了价格，缺乏监管措施；电力行业是对电力产品加工服务的行业，在产品终端用户电价被管制后，其上游价格涨幅势必要在生产、经营环节消化。在现行管理体制下，上网电价是国家核定的，国家不调整电价，则资源性产品价格变化因素全部要电力产品加工环节消化，显然是不可取的，最终将导致无钱买煤而停机。资源性产品价格形成机制缺乏是当前造成电煤供应紧张的根本原因。

3、电煤运输瓶颈依然存在，运输价格及其他费用攀升

毋庸置疑的是，在电煤价格增长的过程中，运输价格及其他费用的不断增加，也是电煤到厂价增长幅度加快的主要原因，2008年华东调研电厂已签电煤合同的运费增长幅度远远高于原煤到厂价的增长幅度就是一个实例。

电煤运输的两大环节，铁路运输和港口业务，都属于国家专营，也是一种体制垄断性行业，缺乏有效的监管，这几年，铁路运力紧张、吨公里运价上涨，港口滞期严重、船舶滞期费增加，国际油价屡创新高、燃油附加费增大，还有海轮进港的货物港务费、海轮使用的拖轮费、矿务专线费、征收可持续发展基金、矿山生态环境治理保证金以及煤矿转产发展资金等各种费用，高运费是高煤价的一个重要因素，适度的调整和规范工作迫在眉睫。

4、发电企业缺乏经营主动权，资金困难将使经营更加困难

由于煤价的上涨，发电企业的利润空间大大压缩，资金短缺现象加剧。部分发电企业已出现资金链断裂的征兆，危及到企业的生存。有的企业已经不得已调整了折旧年限，对电网安全生产极为不利。

在煤炭处于卖方市场的状况下，电煤合同谈判过程中，发电企业只能被动接受高位煤价。据统计，对华东发电企业而言，燃料成本已占到总发电成本的70%以上，而上网电价政府批复，无法疏导，将给电厂的资金链带来极大的难度。

为此，建议着眼于当前、兼顾长远来疏导解决电煤供应问题，特提出以下几点建议：

1、分类疏导，尽快出台第三次“煤电联动”政策

在电价改革还未到位的情况下，煤电联动仍不失为一种可行的解决“市场煤”和“计划电”矛盾的办法，以暂时缓解发电企业的困难，建议不搞全国一刀切，对困难地区、困难电厂实行分类疏导，尽快出台第三次“煤电联动”政策。

2、干预煤炭价格，协调电、煤矛盾

据国家统计局的数据显示，1-4月份累计，居民消费价格总水平同比上涨了8.2%，要完成今年全年物价指数涨幅控制在4.8%的目标，后几个月难度之大可想而知。而目前奥运会召开在即、夏季电力需求高峰也已经开始显现，今年保障电力生产和供应更加重要，在这样的关键时刻，如果短期内电价上涨无望，那么，干预煤炭供求或价格以协调煤、电矛盾，也能成为保证电力生产和供应的手段和措施。

3、真正解决电、煤矛盾，理顺能源价格机制是关键

我国火力发电量一直占全国总发电量的80%左右，电力供应对电煤依赖性高，电煤供应已经成为事关经济社会发展全局的重要问题。

从表面上看，由于煤、电双方对电煤价格分歧太大，处于互不相让、僵持不下的局面。实际上背后隐藏的是煤、电双方以及相关的铁路、交通、港口等行业的深层次矛盾。全靠行政干预或宏观调控政策很难奏效，必须借助于市场手段来落实调控措施，通过建立和完善市场机制来理顺能源价格体系。

首先，规范电煤市场。对目前的煤炭行业资产进行重组，改变目前的煤炭寡头垄断局面，考虑煤炭资源的地区性以及煤炭运输和电能输送的能力，组建多个煤炭企业集团，形成充分竞争态势，通过市场手段形成合理的煤炭价格。

其次，整治流通环节。由于煤炭供应偏紧，煤炭流通环节趁势扩大利益空间。流通环节过多，收取各种杂费，造成了流通环节的混乱。需要出台政策加大整治力度，规范流通环节的行为。

再其次，建立电能市场。建立市场化电能价格形成机制，让煤炭市场的价格顺利传导到电能消费者，形成能源使用的消费者响应。华东区域电力市场已具备启动的基本条件，可以在国内先行试点，以积累经验，予以推广。

同时，加大宣传措施，调节能源消费模式，增进消费者能源节约意识，提高能源使用效率，造福子孙后代。