燃“煤”之急

    煤炭是火电生产企业的主要燃料，是成本的主要组成部分。因此，煤炭价格的变动对火电生产企业的成本、利润都会产生很大的影响。

    眼下正值“2004年全国煤炭订货会”前夕，全国各大电厂纷纷出现的“燃煤告急”现象，无疑加大了2004年电煤合同价格上涨的筹码，明年电煤价格上涨的可能性非常大。

    具体而言，煤价上扬会使远离坑口电站的火电类上市公司发电成本具有上升刚性，如粤电力、广州控股、鲁能泰山、申能股份等。而产煤区的火电公司如漳泽电力、内蒙华电则影响相对较小。

    拉闸限电重演

    近几年来，我国电力供应持续紧张，而电煤紧缺又带来了电力供应不足的连锁反应。以往，拉闸限电常常是和夏季用电高峰联系在一起的，但今年入冬以来，江苏、湖南、四川、重庆、上海等16个省市相继采取拉闸限电、错时用电、限制工业用电等措施。

    以河南省为例，2003年省网电厂合同电煤共计1112万吨，由于社会用电量大幅度增加，电厂实际需用电煤2400万-2600万吨，大煤矿合同电煤供应缺口较大。随着气温日益降低，河南省火力发电负荷急剧上升，耗煤量日益增加，进煤量却日趋下降，造成全省电煤库存急剧下降，许多主力电厂电煤相继告急，安阳电厂因缺煤已请求停机，如果按当前库存煤下降速度计算，近期仍会有部分电厂机组因缺煤减少出力运行或停机待煤。

    引发电力布局调整

    从品种上看，电煤所用贫瘦煤紧张较为明显，主要原因是国家当初在设计电力布局上的缺憾：贫瘦煤电厂上得过多、比例过大，而长焰类煤电厂数量太少，所占比例也小。长焰类煤在我国煤炭总产量中占6%还多，这是不对路的比例失调，由于电厂建设周期较长等原因，这种局面恐怕在短时期内很难扭转。但是，近几年所爆发的电煤短缺现象也给国家电力布局的调整提供了一个较好的切入点。

    电力利润继续分流

    20世纪90年代中期，国有重点煤矿职工人均收入低于全国平均水平，在49个行业中列倒数第二。2003年1月至4月，扣除中央财政给国有重点煤矿的补贴，煤炭行业仅盈利1.89亿元，全国59%的煤炭企业并没有改变实质亏损的局面。而2002年，整个电力行业实现销售收入8826.92亿元，同比增长14.92%，利润总额达到509.03亿元。电力职工的收入是煤炭职工的3倍至5倍。缩小上下游的利润差距成为电煤涨价的合理解释。

    业内人士分析，平均供电煤耗按照400克/千瓦时测算，1吨煤的煤耗可以供电2500千瓦时，就按2002年最高涨幅8元钱来计算，每度电增加的成本为0.0032元，约为3厘钱。而2002年仅北京市的居民用电价格，已经从0.393元上涨到0.44元，上涨幅度为47厘钱。电价上涨足以消耗电煤价格的上涨。