受困于高煤价和严重告急的库存，四大发电央企近日联名“上书”向国家发改委求助。
1月26日，21世纪经济报道记者从业内人士处获悉，四大电力央企——国家电力投资集团（下称“国电投”）、中国华能集团（下称“华能”）、中国大唐集团（下称“大唐”）和中国华电集团（下称“华电”）于1月22日联合印发《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》（下称《报告》），提请国家发改委出手调控煤炭供应及铁路运力支持。
《报告》称，进入冬季以来，由于供暖耗煤增加、岁末煤炭产量下滑、春运铁路运力紧张等因素影响，目前煤炭供给严重不足、燃煤电厂面临全国性大范围保供风险。
四大电企联名“上书”
截至1月18日，全国统调电厂库存为9924万吨，已低于2017年1月库存241万吨（2017年1月底为春节假期）。而目前距春节假期仍有近一个月时间，按1月平均供耗差（40万吨-50万吨）估算，预计到春节前库存将降至9000万吨左右。
目前，五大发电集团在东北、京津唐、山东、安徽、甘肃、贵州、新疆、两湖一江、沿海等区域部分电厂库存可用天数已低于7天的警戒水平，尤其是东北、湖北、山东、安徽、甘肃、贵州等地区库存快速下降，部分电厂库存只可用2-3天。
《报告》警告称，受春运高峰到来影响，后续一些地区库存情况可能继续恶化。
尽管电厂煤炭库存形势已如此严峻，但煤炭价格依然高企。截至1月26日，目前环渤海港口5500大卡电煤含长协的综合价格大概在627元/吨，而市场现货价已高达744元/吨。这一价格比2017年初上涨了130元/吨左右。
2016年底国家发改委、中国煤炭工业协会、中国电力企业联合会、中国钢铁工业协会联合签署的《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中明确，动力煤价格的绿色区间为500元/吨至570元/吨。
而纵观2017年全年，受需求超预期、产能置换滞后、入港汽车禁运等多重因素影响，市场煤价居高不下，全年煤价综合水平长期运行在600元/吨以上的红色区域。
在火电行业，燃煤成本一般占火电企业总成本的75%左右。发电量不变的情况下，煤价大幅上涨势必会影响发电企业的利润。
2017年11月18日，华电集团公司副总法律顾问、企业管理与法律事务部主任陈宗法在公开场合指出，目前煤电行业约有2/3陷入亏损，其中山西的亏损面已达88%。“（五大发电央企的经营业绩）经历了2015年的置顶、2016年的腰斩，今年马上要掉到地板上了。”
上述《报告》也透露目前火电面临的困境：“高煤价已导致五大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达60%左右，不少燃煤火电厂资金链已经断裂，还有部分面临银行停贷、限贷的情况，可能出现无钱买煤的局面。”
让电企困境更加雪上加霜的，还有来自铁路部门涨运费的压力。
1月14-15日，哈尔滨和沈阳两大铁路局先后以“铁路明传电报”的形式，下发上调煤炭铁路运价10%的通知。据悉，在发电厂跨区调运煤炭采购成本中，物流成本占比高达50%。
四大发电央企在《报告》中用了近一页A4纸的篇幅来“痛陈”哈尔滨铁路局和沈阳铁路局上调煤炭运费的“不合时宜”。并建议，发改委协调铁路总公司及沈阳、哈尔滨铁路局尽早终止煤炭运费上浮行为，同时协调铁总降低物流成本。
同时，四大电力央企在《报告》中提出多条建议，恳请发改委尽快采取措施对煤价进行调控，使煤价整体回归绿色区间，从资源和运力两方面进行大力协调和支持，确保不出现保供问题，缓解发电企业的经营困境。
具体建议包括：安排煤炭企业在春节前开足马力生产，保障供应；继续发挥进口煤的补充作用，腾出内贸下水煤可调剂补充北方供应紧张地区；国家层面加大铁路协调力度，保障运力供给，对当前库存低、保供风险大的地区及电厂给予倾斜；建议放开汽车煤集港，允许使用LNG做动力的汽车进行港口的集散工作，增加进港渠道；打击港口囤积居奇行为，有效释放中间环节存煤等。
煤电一体化或破解“顶牛”
煤电“顶牛”并非首次出现。事实上，“市场煤”与“计划电”之间的矛盾在国内已存在多年。
2015年大宗商品寒冬，煤炭价格暴跌，煤炭行业大面积亏损。这一年，电力企业赚得盆满钵满，五大发电央企的利润总额突破千亿；但风水轮流转，2016年下半年至至今，供给侧结构性改革在煤炭行业深入推进，受下游需求超预期、进口煤补充滞后等多重因素影响，国内煤炭价格开始“煤超疯”上涨。受此影响，煤电两大行业间的天平再次倾斜，火力发电行业又陷入了市场寒冬。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，造成岁末电煤供应趋紧的原因有市场、天气等多方面因素叠加，但归根结底，是市场煤与计划电之间矛盾。缓解当前发电企业困境的办法，还是要从煤电联动机制和长协执行两大方面入手。
煤电联动是国家为解决“市场煤”与“计划电”矛盾于2004年推出的调节机制。2015年12月31日，发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》。完善后的煤电价格联动机制自去年1月1日开始实施。
值得一提的是，2017年初，根据联动机制测算应调整水平不足0.2分/每千瓦时，当年不作调整计入下一周期，故上一轮联动机制搁浅，发电企业期望中的“涨电价”落空。为缓解电企压力，发改委自2017年初积极组织煤炭、电企和钢企等签订长协合同，还在2017年中为电企发放政策“红包”。
2017年6月，发改委印发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，提出“自2017年7月1日起取消工业企业结构专项资金、将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金各降低25%，腾出的空间部分用于提高燃煤电厂标杆上网电价”，各地随后也分别出台落地文件，上网电价平均上涨了约1分-2分/千瓦时。但一位大型发电企业内部人士向21世纪经济报道记者指出，与一路上涨至740元/吨的煤价相比，这1分钱的电价上调显得杯水车薪。
发改委能源研究所一位不愿署名的能源专家向21世纪经济报道记者指出，去年11月，发改委牵头组织煤炭企业与下游电力等用电企业签订了一批长协，并且出台了配套的奖惩措施，“这一批长协占各集团年采购量的75%以上，年履约率不得低于90%。如果达不到要求，会被约谈通报，甚至有核减计划电量等惩罚措施。”
但该专家指出，上调上网电价，虽然能缓解发电企业压力，但会给工业企业等实体经济增加成本负担，“所以2018年煤电联动机制能否启动，还存在一定的不确定性。即便启动，也很难出现2-3分/千瓦时的大幅上调。”
华创证券电力和新能源分析师王秀强在采访中向21世纪经济报道记者强调：“国务院已经明确要为实体经济减负降电价。在这样的政策背景下，发电企业想重启煤电联动机制上调电价是很难的。而且，煤电联动机制也并不是解决煤电顶牛的根本办法。核心问题还是在电价机制上，现在国家大力推行的电力市场化交易，本身就是一种优胜劣汰，也是煤电去产能的最有效的方法。”
在中国企业改革与发展研究会副会长李锦看来，煤电联动是机制，改变煤电两大行业间长期顶牛的根本办法，是煤电联营和一体化重组，这才是深入体制层面的改革。“神华集团和国电集团积极实施重组合并成为国家能源投资集团，就是一个很好的例子。”
