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本该发生在夏季的电荒局面，却于用电淡季在全国多个省份肆意蔓延。

时时曝出的各地电荒预警新闻，让王安林感到些许凉意。他是山东省某电厂生产部主任，虽然山东省并不在“重灾区”，但他所在电厂的发电工作，也受到了影响。

往年4-8月是电煤价格的回落期，届时电厂都会大批购煤加紧发电，以保证夏冬旺季的用电需求，“然而现在，要不是山东省使用行政措施提高电厂的电煤储备耗用天数，日子将会很难过。”他对新金融记者表示。

但大部分区域的电厂没有这个好运气。电监会预警周报显示，4月底由于电煤价格持续上涨，多地出现缺煤停机现象。近期出现电煤库存低于最低存煤警戒线(7天)的地区有吉林(6 .9天)、四川(6 .7天)、陕西(6.6天)、青海(5.2天)。

“低于警戒线，电厂就会面临停炉的风险。”王安林说，这是谁都不想看到的结果，电厂一旦停炉，冷却后再加热，需要上百万的费用，这会令本来就亏损的电厂雪上加霜，那时电厂就会不计成本地到处抢购煤炭，其他区域的煤炭供应链也会受到影响。

为了缓解煤炭季节性供应紧张，国家煤炭应急储备方案(以下简称“应急方案”)已于3月份获得国务院批准，并确定第一批国家煤炭应急储备计划为500万吨。

该方案由国家发改委经济运行调节局、固定资产投资司与财政部经济建设司牵头。首批应急煤炭储备试点有神华等10家大型煤炭、电力企业和秦皇岛港、黄骅港、舟山港、广州港、武汉港、芜湖港、徐州港、珠海港8个港口企业。

根据应急方案，试点企业被要求于5月底前完成实物储备，以应对夏季用电高峰。

港口动力不足

距离储备限期还有两周的时间，新金融记者从秦皇岛港、舟山港、广州港、徐州港、珠海港5家试点港口获得的信息得知，除了徐州港表示能按期完成计划的40万吨煤炭储备任务之外，其余4个港口的承储项目均处于规划或在建阶段，还没有进入实质性的煤炭储备阶段。

实现煤炭储备应夏季用电之急，或成为不可能完成的任务。

秦皇岛港宣传部一位负责人告诉新金融记者，上级的指示是“边干边摸索”。但是港口在3月份被确定为试点至今，在资金投入、实物储备、运营方式等方面还没有实质性进展。

这个消息似乎并不利好，作为世界最大的煤炭输出港和我国“北煤南运”、“西煤东运”大通道的主枢纽港，秦皇岛港的应急使命最重：承担130万吨的应急煤炭储备量，在各大承储企业和储备点中所占份额最大。

而处在煤炭供需矛盾较为突出的浙江，舟山港务管理局至今还没听到事关煤炭储备试点的任何计划。港务局一部门主任表示，“该承储项目由杭州能源集团主导进行，但目前他们还没有就此事联系过我们。” 在试点港口中动作较快的是珠海港。应急方案公布之前，今年1月3日，珠海市人民政府与神华集团、粤电集团、珠海港集团签署框架合作协议，将投资43亿元在珠海高栏港区建设华南最大的煤炭储运集散中心。

该煤炭储运项目预计年吞吐量为4000万吨，其中承担国家应急储备量为100万吨。该项目相关负责人告诉新金融记者，目前工程进度还处在储煤基地的填海改造准备期中，交付使用要等到明后年了。

某知情人士透露，港口试点工作难以推动的原因是，发改委至今还未给出关于补贴、合作模式、港口扩容、贷款事宜等具体方案，原定5月的储备限期，可能将推迟到6月份，但时间表尚不明确。

该知情人士供职的广州中煤华南销售有限公司，已确定与广州港进行合作，将完成20万吨的承储任务，但目前尚不确定对广州港原有货场进行储备还是对其进行改造升级。上述人士称，这些并不是由港口或煤企单方面决定的，涉及全国试点的通盘考量，需要和煤企、电企、地方政府和交通部门等多方协调达成统一意见。

“在发改委待发的所有具体实施方案中，让部分港口试点等待最热切的，还是补贴方案。”一位业内人士表示。

按照应急方案，储备点新建、改扩建所需资金，可从中央预算内投资中安排投资补助。此外，方案将对煤炭应急储备贷款给予利息补贴，对场地占用费和保管费给予定额补贴。

煤炭不同于其他物资，其储备成本和风险不可小觑。一是煤炭极易风化、变质，甚至自燃，二是堆放室外占地大，又容易造成环境污染，因此煤炭储备在技术上难度很大。

而煤炭露天存放时间越长，储存成本也越高，煤炭本身的价值则越低。按照储存3个月来计算，煤炭平均热值损耗达到1%-2%。

北方某港口一位负责人告诉新金融记者，100万吨的煤炭在港口储存一个月，对外堆存费需要2000多万，这里面包含场地租金、污染治理、防火管理、安全巡逻等各种费用。“当然，具体费用要根据港口条件而定。”

她表示，如果仅仅作为煤炭储备的中转站，没有配套的相关盈利项目，没有政府补贴，自身消化这么高的储存成本，港口不会情愿做这个试点的。对港口来说，货物流越快效益就越好。

“依靠长期补贴完成煤炭应急储备，是政府的负担，同时也是企业的负担，这种方式不可持续。”国务院发展研究中心产业经济研究部主任钱平凡对新金融记者表示。

应急成效打折

身为电厂生产部主任，王安林对应急方案还抱有希望。他表示，当电厂因缺煤而面临停炉的巨大损失时，政府能帮助企业从试点中优先采购电煤配给电厂，是个好事情。

当他听说全国所有试点的总储备量只有500万吨时表示：一家大型电厂平均每日发电用煤将近4万吨， 500万吨只给这一个电厂，才能维持4个多月。

对于2010年我国电力行业煤炭预估消费量16.6亿吨来说，500万吨只是杯水车薪，难以起到应急效果。

为何发改委将首批试点储备量设为500万吨，钱平凡推测，由于试点企业较为分散，各地用电情况也不一致，所以选择一种容易操作和管理的方式进行小储量实验。

国家发改委官员在接受媒体采访时称，日后还会推出第二批、第三批试点。

钱平凡表示，目前预计第三批出来后，储存量也只有2000万-3000万吨。“收储量应指向1亿吨。”他认为。

不过，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，使应急效果难以实现的原因中，储量大小并不是关键，而是现有煤炭运输条件的局限性。

国家相关部门是在2008年南方遭受雨雪冰冻灾害导致煤荒电荒之后，加快了煤炭储备体系的制定节奏，但林伯强认为，自然灾害发生时，灾区的公路和铁路也处在瘫痪状态，试点储备再多的应急煤炭，也无法运输过来。

我国煤炭资源主要分布在西北部地区，而能源消费需求主要集中在经济较为发达的中东部地区，长距离的运输条件、以及中间环节的繁琐使煤炭不能及时从产地到达电厂。

因此无论是港口利用物流优势储煤、还是煤企利用资金实力储煤，都难以逾越现有煤炭运输线路的局限性。而中国煤炭运销协会市场观察员李朝林对此观点表示认同，并非所有地区都适合、都有必要建设煤炭储备基地，煤炭应急储备点首先要靠近市场。

林伯强对新金融记者表示，靠电厂自身储备煤炭，更实际一些。“如果分散的火电厂能多储存一点，总量也绝不会亚于500万吨。”

难解物流之困

或许王安林的愿景将很难实现，但如果按照专家的意见，电厂多加储煤以备不时之需，以目前形势看来将更不现实。

“往年春节后的几个月，是煤炭价格的回落期，但今年的情况是，不降反升。”王安林说。以山东省东胜市的煤价来看，春节后较春节前，发热量4000-5000大卡的电煤每吨上涨15元左右，涨幅约10%，这个价格高位仅次于2008年。

一位常年进行煤炭贸易的中间商韩金钊也表示，近一两年的煤价已经没有了淡季和旺季之分，一直处在高企态势。

据海运煤炭网指数中心“2011年5月4日至5月10日周报告”显示，环渤海地区港口平仓的5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收820元/吨，比前一报告周期上涨了2元/吨，实现连续八周上涨。

电厂发电原料成本包括煤炭、柴油和燃料，王安林所在的电厂，往年的煤炭所占总原料比例不会超过70%，如今这个比例已达到82%。“我们这种运行效率比较高的电厂都在亏损，更不用说其他电厂了。”

中电联今年一季度《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》显示：受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面明显上升。

一方面是发电企业缺乏流动资金完成储煤，而在产业链的另一端，煤炭企业也不情愿折价增加煤炭供给。

2009年至今煤炭企业的兼并重组，对安全事故、资源浪费等起到了积极影响，但是在煤炭定价方面，却丧失了充分的市场竞争机制。李朝林对新金融记者表示，在一些产煤大省，几大煤炭集团会在煤价低落的形势下联盟减产保价，这也就解释了为什么煤价总在高位运行，没有了淡季旺季之分。

不过煤商韩金钊却并不认同李朝林的解释，“我在山西所看到的大型煤企的煤矿，都在轰轰烈烈地加紧生产，煤矿堆场很大，关键是运输环节跟不上。”

电荒的逼迫使得很多电厂甚至地方政府官员四处跑煤，煤炭运力越来越吃紧，让韩金钊在内蒙古的煤炭资源难以发运到秦皇岛港进行销售，“此时煤价飙高，我却空有一肚子的客户资源和贸易常识却派不上用场，馋死人。”

运输线路的稀缺性，反过来让其具备了商品属性，由此在煤炭流通环节中呈现出种种灰色地带。

王安林分解了一次煤炭出矿到进入电厂的费项：2200-2300大卡的煤，从鄂尔多斯出矿价为220元/每吨，运往张家口的路费是200多元/每吨，到了火车站装车费为50-60元/每吨，到山东电厂的铁路运输费是100多元/每吨，运输中转总费用高达每吨360元左右。

而如今，春节后的运输费和占道费都比春节前出现不同程度地上涨，王安林表示，电厂更没有了储煤的动力。

按照应急方案的设计，当储量达到一定规模，可以起到平抑电煤价格波动的效果，但在当前大型煤企掌握定价权的前提下，上述设计就成了一个伪命题。

而靠煤炭储备试点来整合流通资源，从而降低电煤运输成本，也不现实，林伯强认为，运输和流通中的灰色环节，还有现行的煤电价格机制，都是导致煤炭供应吃紧的根本问题，同时也是老问题。

老问题不解决，就只能永远的“应急”下去。