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君 刘 Group moderatorThe company name is only visible to registered members.管窥能源产业政策调整在山西
一、电煤之争再提煤电一体化
A、电煤合同之争、煤电一体化、特高压等原本仅限于行业内出现的词汇现在也成为高频词汇，频频出现于大众的视野之内了。完成有生僻到热点的这个过程，回想起来至少也有若干年时间积累而来的。然而“机会往往在过去”这种说法非常形象地勾画出了众多后知后觉者们的形象——以为的先进理念和发展战略早几年的话，现在也就占尽优势了，可事实是在电煤博弈的过程中，再度凸显出一厢情愿的自我解嘲。
B、最早提出煤电一体化设想的是当年处于弱势的煤炭一方，时过境迁，眼下提这一概念提的最起劲恰恰是当年的缄默者。电力行业鉴于燃料成本不断攀升的巨大压力，开始认真思考这种举措的合理性了[1]。 然而过去电力企业日子好过、煤炭企业步履艰难的的时候，“煤电一体化”的合理性也是很清楚的，只不过是双方的位置发生了交换而已。
C、煤电供需矛盾在2008年发展到极致，成为电力工业稳定运行的主要矛盾，大家纷纷提出：解决好电煤问题是保证电力安全稳定连续运行的基本前提，电力和煤炭企业的重组、联营和多元化发展是一种选择，国家能源局也在鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，建立煤电互保的长效机制，稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动，减少电力企业经营风险和困难。在有条件的地区加快实施建设大型煤电基地，利用输电通道，变输煤为输电是一种选择。每次提到变输煤为输电的时候都是这样的言之凿凿的，到底是什么原因使得提了多年的“煤电一体化”更多时候依然停留在言谈当中，或者并未带来期待的协同效益。
二、新能源和可再生能源在山西
A、毫无疑问，中国能源战略的必然选择将是大力发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源，逐步减少电源对煤炭的依赖。国际能源署《世界能源展望2008》倾向于：现代可再生能源技术发展极为迅速，将于2010 年后不久超过天然气，成为仅次于煤炭的第二大电力燃料，可再生能源的成本随着技术的成熟应用而降低，未来电力行业对可再生能源的利用将占大部分的增长。
B、新能源大行其道之时，既要积极开展这些方面的工作，又要清醒的认识到两点：首先需要认识到山西省的区位特点、资源资源禀赋在这些方面不占优势，且仅有的资源内竞争激烈；其次是应该意识到山西省丰富的煤层气资源需要引起注意了，可能在两、三年之后就会象今天的水电、风电资源那样炙手可热，虽然眼下投资回报率不高。
C、山西省煤层气总面积为39011.8平方公里，占全国煤层气资源量的1/3。沁水煤田的煤层气纯度高、埋藏浅，是全国开发潜力最好的煤层气田，储量为57123.47亿立方米，国家和省的“十一五”规划期间均重点支持沁水煤层气商业性开发。西气东输管线经过沁水，在山西八角留有分输口。陕京管线则从北部经过沁水盆地北侧，在柳林留有分输口。为促进煤层气产业发展和煤矿瓦斯抽采利用，在建设用地、减免资源费等方面国家均有优先安排。
D、国家调整煤层气对外专营权属，原本仅授予中联煤层气一家的专营权，按照《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》的决定，将原《条例》第三十条规定的对外合作开采煤层气资源由中联煤层气有限责任公司专营作了修改，为其他企业争取专营留下了口子。
三、山西省自有其特点
A、山西省在加快实施输电为主的战略规划，提出依托特高压输电优势进一步加大电力外输力度，计划投资1000亿元，建设煤矿坑口电厂25个，满足与山东、湖南、江苏三省签署的供电3000万千瓦的协议。
B、山西今明两年得到国家鼓励支持的6500亿投资大盘里，电力投资就占了1000亿，与山东达成了“晋电入鲁”的合作协议，作为国家能源基地，电力外输比例最终要达到2/3以上，以负荷中心为导向的受端发电还是以资源为导向的坑口发电，这个战略选择对于下一步在山西开展电源点项目前期工作至关重要，尤其需要注意。
C、交流特高压输变电试验示范工程晋东南～南阳～荆门段1月4日试运行，截止4月11日时接带负荷达到190万千瓦，并在逐步提升。山西省2009年至2012年将重点建设晋东南～南阳～荆门特高压线路西向陕北南向长沙的延伸段和Ⅱ、Ⅲ回线，三回线路总计输电能力为900万千瓦，与此同时开始建设晋北～石家庄～济南～青岛，晋东南～豫北～徐州～南京三个1000千伏特高压输变电工程，并推进大型煤电基地建设。
D、煤电基地的煤炭资源也是有限的，动力煤种更是有限，一旦当地项目达到区域资源（包括环境和水）承载上限，则即失去开展项目的可能。
四、防范“煤电一体化”相关风险
A、山西省政府大幅度提升办矿门槛，地方煤矿的复产条件为90万吨以上，机械化综采，绝大多数煤矿被迫停产进行扩能改造，煤炭资源整合和企业兼并重组工作破阻前行，这对开展煤电一体化项目有利。省政府煤矿整合目标是到2010年底,全省矿井个数控制在1000处左右，整合重组以后煤炭企业规模原则上不低于300万吨/年，矿井生产规模原则上不低于90万吨/年。且对各市煤矿数量进行定额分配，实质性的煤矿整合正在加快。
B、值得注意的是：简单计算以上数据，如果单井规模90万吨，全省1000座煤矿的总产能将突破9亿吨，而山西省煤炭总量的控制目标是“十一五”末总产量不超过7亿吨。每年6亿吨则已是资源和环境承受力的极限。目前，山西省内已建、在建和拟建矿井合计产能近3亿吨，事实产能扩张在扩大，一方面将会在下一轮经济增长期发挥作用，另一方面在当前需求减缓的背景下，这么大规模的产能释放将加剧市场下行压力，那么煤电一体化项目的经济性就需要引起足够的重视了。
C、“煤电一体化”的风险需要引起足够的注意，煤电一体化不能根本解决市场煤和计划电之间的矛盾，因此在煤电一体化项目中的份额对于项目的经济性有着决定作用；价煤炭价格偏高主要由于中间环节的操纵，中间环节的优化程度也会极大影响“煤电一体化“的经济性；认真研究晋东煤电基地和晋东南的煤炭资源禀赋，分析煤炭资源对电力项目的支持能力。
五、一体化整合所面临的
A、煤电一体化就一定会有企业的兼并、重组过程，也就一定会面对并购重组必然会出现的问题。这里重点就谈谈“煤电一体化”的风险，“煤电一体化”可以在一定的程度上化解煤电问题，但也有一定的弊端。“煤电一体化”将煤电问题内部化了，即将现有的煤电问题内部化到大的能源集团，外部行政手段协调转化为内部行政手段协调问题。风险包括：煤炭开采和发电都属于沉淀类投资，资金需求大，发电企业资产负债已经很高的情况下，再投资开采煤矿，无疑使资金面更加紧张；一体化可能使某一生产阶段的运营达不到规模经济，从而增加生产成本；不利于提升发电企业的核心竞争力，行业技术壁垒的限制必将降低一体化企业经营的灵活性；企业经营风险增大，纵向一体化会带来复合风险，即在任何一个生产阶段上出现问题时都会威胁其他生产阶段的生产和利润[2]；不利于资源优化配置，大量的煤电一体化必然使发电企业垄断煤炭市场，不利于资源优化配置，不利于煤炭产业的市场化建设和发展。
B、因此，开展煤电一体化的项目更要注意政策风险，前些年提出这种观点而没有能够正真实施起来，不全是双方的态势产生的态度不同所导致的，确实是有许多风险在影响着最终的决策的。所以注意把握政策变化对项目的影响是至关重要的。
- 28 Apr 2009, 4:41 pm
