贵州电煤保供战之历史与现状分析

从煤炭滞销到供不应求，转换就在一瞬间。

被誉为“江南煤海”的贵州曾在过去的两年间经历了一场电煤供应保卫战。如今秋意渐浓，2018年9月10日，贵州省能源局、贵州省财政厅、贵州省经济和信息化委员会联合通知，加强2018年电煤保供工作考核——可见电煤保供之“弦”仍然没有放松下来。

故事要从两年前的盛夏说起。

2016年7月，电力需求回暖，煤炭去库存阶段性结束，电和煤这两个近年来贴着“宽松过剩”标签的行业突然变得“供应紧张”了。从2016年下半年开始，省内电力缺口压力较大，几度错峰限电，直到2018年中，电煤保供压力才在政府的紧急政策下得到一定缓解。

从供大于求瞬时转向供不应求，这轮“大反转”把贵州“打”了个措手不及。

2017年5月，贵州召开能源工业转型发展工作会议，提出以实现“企业利益共同化、全省利益最大化”为核心内容的能源工业运行新机制。2018年5月，再次完善“新机制”，要求电煤100%签订长协，同时科学安排煤矿退出时序，健全电煤储备机制。

疾风劲浪过后，多位业内人士在接受eo采访时，不禁提起十年前凝冻灾害时电煤供应的紧急。十年后，部分电厂对电煤“围追堵截”的情景再次出现。全国来看，煤炭与火电“此消彼长”不是新鲜事，在贵州更是每隔三五年就牵动一次主政者的神经。

但这一次电煤保供战似乎比以往更加复杂。上游煤炭经历了“黄金十年”后的阵痛，新一轮电力体制改革启动也三年有余，难以再和从前一样，简单地以“市场煤”与“计划电”之间的矛盾来总结两者的关系。电力市场化在使改革红利惠及终端用户的时候，并没能理顺上游燃料与电力需求的关系。在煤价飙升、电价下降的双重困境下，2017年贵州全省21家火力发电企业集体亏损近60亿元。

一位资深业内人士指出，资源型大省的产业结构普遍偏重，煤—电—网—用链条非常脆弱，上头是低迷失望的煤炭企业，中间是苦苦支撑的发电集团，下边是嗷嗷待哺的大工业用户。一旦遇到外力，又没有缓冲区，容易陷入困境。

供需关系突然逆转

2016年8月底，贵州省政府收到了来自国家电投集团贵州金元股份有限公司的一份急报。据该公司统计，当时贵州全省动力煤存量只有400万吨，意味着最多够全省火电厂使用20天。

贵州金元是贵州省大型综合性能源企业，主要有火电、水电、光伏发电、瓦斯发电、煤炭、煤电锰、工程建设、房地产、酒店经营及物业管理等产业。电力总投产装机容量1018.305万千瓦，位居贵州统调电力装机第二位，其中火电装机852万千瓦，规模位居全省第一。

而下半年缺煤发电的他们，上半年还在愁如何把电卖出去。

据《能源新观察》杂志报道，2016年1月15日，由贵州省经信委、发改委、能源局、能监办等组成的贵州电力市场化工作领导小组举行直供电交易市场启动大会，引导发电企业、售电主体和用户自主选择、确定交易对象、电量和价格。

为参与电力体制改革，金元公司旗下的黔西电厂“火线”组建市场营销部，从全厂抽调人员参与售电公司，组成八个小组，分区负责，由总经理、党委书记等厂领导亲自带队。

2006年正式投产的黔西电厂是贵州省“西电东送”第二批电源点建设项目之一，也是黔西北骨干大型坑口火力发电厂。2015年煤价下跌，电厂度电利润率达到历史最好水平。然而反转来得极为迅猛：2016年前四个月的发电量相比2015年同期降幅达到12%。

在供大于求的背景下，贵州成为全国首批电改综合试点，组建了全国第一个股份制电力交易中心，成立了全国第一个电力市场管理委员会，电力市场化交易电量所占比例为全国第一，首创全国第一个电力交易指数，成立多方参股的贵安配售电公司。2016年6月7日，国家发展改革委、国家能源局领导在听取贵州省能源局关于电力体制改革综合试点工作汇报时曾指出，贵州省电力体制改革综合试点成效明显、亮点纷呈，走在全国前列。

根据2016年的市场化交易规则，贵州的火电厂如果没有“抢”到市场电，就只能按照基数电量发电。对电厂来说想方设法签下用户至关重要，但是挨家挨户去卖电在当时全国的电厂都没有太多经验，瞬间从“甲方”转换成“乙方”的电厂有点“懵”。

一位亲历者回忆：“只能拼价格，但按照用户的行业档位，大家的报价都是一样的，无法体现竞争优势，最后甚至和用户签下了比政府指导价还低的价格。”

多位业内人士介绍，2016年电厂市场化交易度电平均让利约为0.1元。

突然降低的电价让省内的工业用户“久旱逢甘霖”。

十八大以来，贵州全社会用电保持稳定增长，年均增长5.3%，用电结构仍以第二产业中的工业用电为主，而重点行业又包括化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业等四大高能耗行业。

根据相关行业统计报告，有色金属冶炼及压延加工业在2014年及2015年用电量都遭遇明显下滑，与上一年同期相比，增速分别为-21%和-15.9%，而2016年实现“逆袭”，增速达到27.1%，2017年更是达到45%。

电解铝是有色金属冶炼及压延加工业的一员，也是贵州市场化交易用户的“大块头”，成交电量占主要工业行业交易电量超过四成。从2016年开始，贵州的电解铝终于从“低谷”走了出来。

新华网此前报道，2016年中铝贵州企业（包括中铝公司贵州铝厂和中国铝业股份有限公司贵州分公司）扭亏脱困、转型升级取得进展，贵州分公司终于结束了连续八年亏损的尴尬纪录，首次生产经营性盈利，贵州铝厂超额30%完成全年任务目标。

贵州电网公司发布的2016年社会责任报告中写道：通过输配电价改革和电力直接交易，电价降幅在全国名列前茅，打造了“价格洼地”，激发了市场活力，为用电企业减少用电成本50.66亿元。成功稳定了省内大工业、特别是电解铝企业的生产，为工业全面复苏提供了坚强电力支撑，有力地推动全省经济的增长。适应经济发展新常态，拓市场，促增长，全面完成提质增效和亏损治理目标，省内售电量全年增长5.4%。

2017年红利延续。相关媒体报道，随着直接交易范围进一步扩大，降低省内工业企业用电成本，减少电费支出30亿元以上。在此作用下，下游工业保持较高的开工率，电解铝、磨料、电解锰、建材、铁合金等行业用电量全年同比分别增长66.7%、23.7%、8.8%、5.1%和4.3%。

一位接触诸多大工业用户的贵州售电业内人士解释，在多重政策的影响下，2016年对大工业企业来说是个拐点，电价突然降低在一定程度上刺激了需求侧的生产，以电解铝为代表的对电力依赖程度极高的工业终于“缓过劲儿来”。

然而，涨势喜人的大工业用电需求并没有让贵州轻松多久——一个转身，电煤短缺了。

2016年7月底，贵州全省规模以上火电厂累计存煤654.12万吨，平均可用天数35天。与此同时，2016年三季度，贵州天然来水同比大幅下降，水电蓄能大幅减少，日均约46亿千瓦时，比2015年同期下降59%，需要火电更多发力，但火电开始买不到，也买不起煤了。电力供应挂起了黄色预警。到了2017年初，电煤供应紧张达到高峰。相关报道称，2017年2月以来，贵州电煤进入红色预警的严峻局面。

目前已由福能集团接管的贵州六枝电厂出生之时恰逢“煤荒”。该电厂位于贵州煤炭相对集中的六盘水市，两台机组分别于2016年8月和12月正式建成投产发电。用业内人士的话来说，生不逢时正好就是用来形容六枝的。此时投产的电厂既没有落定年度电煤合同，又遇到缺煤、高煤价，还要面对电价下降的压力。

“8月份投产的机组运行了一段时间就停下来了，12月份投产的机组基本就没怎么运行过，周边根本就没有煤卖给电厂。”知情人士介绍。

据统计，2016年上半年，全省电煤价格低至260元/吨，均价为280元/吨，煤炭生产成本与售价倒挂，整个行业承受着亏损，但到了2016年下半年，省内用电需求激增，水电出力减少，电煤价格迅速攀升到400元/吨以上。

据悉，贵州省相关政府主管部门曾组织各个电厂去陕西、山西等地买煤，并给予电厂一定补助。但远水难解近渴。此时北方各地煤价也在上涨，环渤海动力煤几乎一天一个价，且运费对贵州电厂来说又是一笔不小的开支。地处西南腹地，贵州道路曲折，铁路运输难以达成点对点的供应，常常需要铁路接驳公路，一装一卸还要产生不少损耗。

“买外省煤，价格翻倍，运输也很耗心力。”上述业内人士说。

就在省内电厂电煤紧张之时，外省还纷纷来贵州寻煤。

作为西南地区唯一的供煤大省，2013年贵州煤炭产量达到峰值1.9亿吨，销往省外5100多万吨，四川、云南、重庆、广西、湖南等地都会来贵州买煤。受到全国去产能和进口煤限制等影响，周边省区对电煤的需求比以往还要旺盛。贵州的煤矿企业对此表示欢迎，销往省外能获得更优的价格。但自顾不暇的贵州只能限制煤炭出省，甚至限制电煤从省内的一个区域销往另一个区域，以此来稳定煤价，保障供应。

2016年第四季度，由于电煤价格飙升，发电企业生产成本增加，电力市场合同履约率不尽如人意。

面对电煤供应紧张的严峻形势，2016年10月17至19日，贵州省政府召开常务会、全省电煤供应保障紧急电视电话会议、省委常委会，连续三天安排部署全省电煤保供工作。

煤、电、用陷“连环债”

贵州的电煤供应紧张并非孤例。

从2016年9月开始，国家发改委、能源局、煤矿安监局就多次下发通知，要求持续释放产能，增加煤炭供给。一场围绕电煤保供的攻坚战全面展开。而在这场战役中，最能倚重的是煤炭和电力企业的中长期购销合同。

2016年11月8日上午,神华集团、中煤集团、中国华电集团、国家电力投资集团等四大中央企业在北京华电大厦签署了首批电煤购销中长期合同，拉开了2017年度煤炭供需双方签订中长期合同的序幕，双方确定5500大卡动力煤基础价为535元/吨。11月11日，神华集团、中煤集团与华能集团、大唐集团、国电集团也签订了2017年电煤中长期合同。

国家发改委副秘书长兼投资司司长许昆林在11月9日的发布会上说，通过确定长期的合作关系，两个行业可以实现收益共享，风险共担，避免“跷跷板”现象，有利于煤炭价格包括市场的稳定。

据国家发改委官网消息，11月16日下午，发改委、能源局、煤矿安监局以及煤炭工业协会组织召开“推动签订中长期合同做好煤炭稳定供应工作电视电话会议”，要求有关地方进一步加快签订中长期合同，建立煤炭行业平稳发展的长效机制。

11月24日，贵州省政府发布特急通知《关于做好当前煤炭生产和供应保障工作的通知》，督促推动煤电双方签订中长期合同。12月27日，省能源局、省经信委、省发改委、省质监局、省安监局、贵州能监办联合下发《关于做好2017年度电煤供销合同的通知》（下称《通知》）。要求各煤矿企业、火力发电企业在2017年1月10日前完成年度电煤购销合同签订工作，要将年度合同签约电煤采购量的60%，稳定在每大卡坑口含税价人民币0.07至0.09元之间。

《通知》规定，对因缺煤停机损失发电量的电厂，扣减2017年度基础电量计划，并在下一年计划中再行相应扣减，扣减部分用于奖励完成计划好的发电企业。对未完成电煤保供任务的地区，在出现因缺煤停机拉闸限电时首先扣减其辖区内供电量。

但直到2017年4月21日，贵州电网统调火电厂缺煤停机容量降至570万千瓦，连续一周低于600万千瓦的红色预警标准，才解除了电煤红色预警。截至5月初，贵州电网存煤233.2万吨，可用天数8天，缺煤停机容量540万千瓦，贵州电网仍处于电煤黄色预警状态。

相关政府部门及电厂人士回忆，2017年执行电煤长协并非一帆风顺。

电厂认为煤炭企业“压质”。

“原来700块钱买的煤和缺煤时用同样价钱买的煤，品质不一样。”多位业内人士说：“煤矿用低热值煤供电煤，严重影响机组的利用小时，负荷根本带不上去。”

煤矿则对电厂拖欠煤款颇为不满。

《能源新观察》曾报道，遵义的桐梓电厂对煤矿是三个月一结算，按照合同协议，结算时现金和承兑汇票各一半，后来变为80%承兑汇票，20%现金，而省政府的规定是承兑汇票不能超过30%，结算周期不能超过一个月。

2017年，桐梓电厂的一家煤炭供应商透露，该公司供应桐梓电厂32万吨电煤，占电厂电煤量的1/3，但电厂付款困难，2018年3、4月累计欠煤款2000万元左右。

部分电厂拖欠煤款导致煤炭要贴现生产，影响着复产增产的积极性。

电厂则回应说，从电网公司结算来的电费汇票承兑率比例超过60%，自己也很无奈。

一位知情人士透露，部分用户欠缴电费，使电网无法及时向电厂付款，进而导致电厂又没钱付给煤矿，形成了“连环债”。而这种“连环债”很容易变为恶性循环：煤款不到位，电煤供应不足，电力紧张，最终又会导致有序用电，反过来影响大工业用户的生产。

大工业用户此时也正在经历生产原材料上涨。以电解铝为例，自2017年以来，上游原材料在2011—2016年市场自我出清，电解铝大部分生产原材料产能和供应都出现较大幅度收缩，由此带来原材料价格大幅度上涨。

据悉，2017年，贵州电力交易中心对市场化交易欠费用户下达中止市场交易的预通知36份，追回用户欠费5.59亿元。

电、煤双方对单价也难以达成共识。

部分电厂指出，大部分煤炭企业认为基准价偏低，签约、履约意愿不足。而煤炭企业解释，煤矿用粉煤供应电煤不足，需要其他煤种来补充，而这些煤的市场价高出电煤很多。

“给用户让利已经断了一边臂膀，总不能再断掉另一边。”一位发电人士感叹。

鼓励参与电力交易的市场主体建立电力交易价格联动机制是贵州缓解电煤矛盾的手段之一。鼓励市场主体建立与电煤、用电企业产品价格联动的电力交易价格，并在交易合同中明确电价联动条件和具体操作方式，以确保联动价格机制的落地，形成上下游联动、共同应对市场变化。

不过相关统计显示，尽管2017年71户用电企业与发电企业签订了与电煤、产品价格联动的交易电价，但煤电铝交易电价联动机制执行困难。据悉，中铝贵州考虑到自身产品的原材料上涨，市场竞争激烈等因素，就曾对履约提出异议。

一位发电企业人士指出，联动机制的想法很好，但电力企业对用户的工业生产链条了解不足，加上缺乏各个行业的公开数据，难以界定基准价，进而确定浮动机制，用户对电厂的情况也不能完全信任。

尝试用市场手段来解决问题，却缺乏市场运作所必需的信息披露、信用奖惩等配套措施，这使得其效果差强人意。

最困难的时候，省内发电企业曾向政府提出希望通过适当提高用电价格进行疏导。

对此，贵州省委、省政府态度非常鲜明，实行低电价、保持电价竞争力是贵州优势所在，是全省发展大局所需，必须保持定力、坚定不移，不能头痛医头、脚痛医脚。所有能源工业企业都要一盘棋思想，不能不顾大局，片面追求利益最大化。

上述《通知》指出，贵州省财政安排10亿元用于2016年冬2017年春煤炭生产供应保障奖补。要求各地相关部门严格落实省、市两级阶段性电煤保供资金奖励政策，主要采取产量直补、电煤直补、电厂直补、贷款贴息等方式，其中产量直补分为基础奖补和稳产奖补，前者按煤矿实际产量每吨10元，后者综合矿井情况从2017年1月1日到2017年2月28日共59天日均产能利用率进行一次性奖补。

业内人士评价，这比2008年凝冻时期对电煤生产的保障力度还要大。

2017年5月23日，贵州召开能源工业转型发展工作会议，提出了以实现“企业利益共同化、全省利益最大化”为核心内容的能源工业运行新机制。

《贵州能源工业运行新机制实施方案》主要包括通过建立水火互济机制（水火发电权交易）、电煤长协机制、电煤储备机制、水火优化调度机制、预测预警机制等五个机制，着力破解长期困扰贵州省经济运行的煤、电、水发展不平衡不充分的难题。

其中，水火发电权交易按照“全额消纳清洁能源、保量不保价”的原则，来水较好时，水电通过向火电购买发电权，弥补火电的权益损失，而火电利用这部分收益除用于汛期增加电煤储备外，全部通过开展电力直接交易用于降低大工业企业用电成本。优先支持贵州省具有资源优势、产业链条完整、符合转型升级要求的工业企业。

相关数据显示，贵州的四大高能耗行业，2017年工业增加值为741.17亿元，占贵州GDP的5.5%，消耗了全社会用电量的39.6%，拉动全社会用电量增长4个百分点。

综合工业增加值及用电量数据分析不难发现，高耗能行业对稳定和拉动全社会用电量具有明显效果，为煤炭和电力行业的发展提供了有利条件，但对GDP的直接贡献却并不高。

多位业内人士在电力体制改革过程中曾建议，地方政府应“放长线”，统筹规划产业布局，将能源产业链释放的改革红利精准投放到优势产业而不仅仅是高耗能行业，推动新旧动能的转换和产业转型升级。

煤与电的矛盾由来已久，供需关系的突然变化进一步加深了双方的矛盾。

从多年的实践看来，通过垂直一体化坑口电站或煤电长期协议等交易模式，可以最小化煤电双方的交易成本，最大化长期利益。但这在贵州却收效颇微。

“小煤保大电”的格局不利于贵州推进煤电联营。省内发电企业全部为中央企业，而民营煤炭企业则占到60%以上。两种所有制要实现融合，难度不小。

一位长期从事煤炭相关工作的业内人士指出，煤与电的矛盾根源是他们只有买卖关系，而没有经济纽带。煤电联营的目的是为了降低成本，以此提高与同行业其他企业的竞争力，但在上网电价固定的情况下，难以形成内生动力。

先进产能释放大考

电煤供应紧张的源头在于生产难以跟上需求变化的节奏，而给煤炭先进产能“松绑”并不是一蹴而就的事。

2016年9月，国家发改委提出，对符合条件的先进产能，可以在276至330个工作日之间释放，到了11月17日，再次发布消息，决定所有具备安全生产条件的合法合规煤矿，在采暖季结束前都可以按330个工作日组织生产。

但停产容易复产难。

关停煤矿只需经历企业申报、州市政府划定、公示定下关停日期、主管部门验收即可，而重新开矿则不仅要经过能源主管部门，安监、环保等环节一个都不能少，如果工作面采掘失调，更是需要半年到一年的恢复期。

当地媒体曾报道，2017年遵义市进行了三次复工复产，每次都要3个月，因为安全监管往往“以停代管”，所到之处煤矿就停了下来，这种现象在2014到2017年尤为突出。直到省政府要求煤矿在保证安全的前提下开足马力生产，问题才得到扭转。

复工复产难的根源或许可以追溯到煤炭行业“黄金十年”的结束。

随着2002年“西电东送”电煤基地建设全面启动，贵州煤炭需求旺盛，销大于产。2010年，煤炭工业对贵州省工业增长贡献率达到28.3%，推动工业增长4.5个百分点，成为贵州经济社会发展的重要支柱。但在2012年，煤炭市场就遇到了拐点，进入微利时代。2002—2012年的这段时间被誉为煤炭工业的“黄金十年”。

2012—2015年全行业状况急转直下，市场低迷，生产萎缩，煤矿停产停工现象普遍。

2015年时，当地媒体曾报道，位于贵州省毕节市渝兴煤矿的堆煤场上，存煤从一边翻到另一边。毕节的大方电厂因为存煤太多，暂时不收煤炭，而煤矿存煤达到7万多吨，有的已经存了一年多。2015年煤价大跌，吨煤从2014年底时到厂价350元跌到320元，煤企直呼扛不住。

在这次供需大反转之前，贵州80%的煤炭企业处于亏损状态。

这样的煤炭行业也因此成为供给侧结构性改革的主要对象之一。

2010年4月，中国政府网公布《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发﹝2010﹞7号），淘汰落后产能在全国掀开帷幕。

据公开报道，到了2013年，全国需淘汰1256处煤矿，淘汰落后产能6418万吨，其中贵州就要淘汰321处煤矿，淘汰落后产能2880万吨，分别占全部淘汰落后产能总量的25.6%和44.9%。

从2013年初开始，贵州加快了煤炭兼并重组的步伐。当年1月，贵州省能源局、发改委、国土资源厅、安监局、煤监局等部门联合发布《贵州省煤矿企业兼并重组工作方案（试行）》。文件要求，通过兼并重组，全省煤与瓦斯突出矿井设计规模原则上不低于45万吨/年，其余矿井设计规模原则上不低于30万吨/年。

2016年1月，国务院总理李克强在太原主持召开钢铁煤炭行业化解过剩产能、实现脱困发展工作座谈会时强调，钢铁和煤炭是重要基础性产业，为国家工业化作出了重大贡献。当前，受国内外需求下降、价格下跌等影响，钢煤产能过剩矛盾尤为突出，企业困难加剧。同时提到，13类落后小煤矿在2016年要全部依法关停。

按照“淘汰落后产能三年攻坚行动”，贵州2017年关闭退出9万吨/年煤矿175处，15万吨/年、21万吨/年及其他资源枯竭、开采条件差的煤矿29处，2018年关闭退出15万吨/年煤矿114处，2019年关闭退出15万吨/年煤矿64处、21万吨/年煤矿6处和资源枯竭、开采条件差的30万—60万吨/年煤矿51处，累计关闭退出煤矿439处、产能6708万吨。

根据贵州省能源局的统计数据，截至2017年末，全省正常生产及联合试运转的煤矿共计483处，产能16480万吨/年，与2013年相比，煤矿数量减少466处，产能减少2638万吨/年。

为淘汰落后产能，控制过剩风险，金融配套措施也在收紧。

2010年5月，中国人民银行中国银行业监督管理委员会发布《关于进一步做好支持节能减排和淘汰落后产能金融服务工作的意见》（银发〔2010〕170号），明确进一步加强和改进信贷管理，从严把好支持节能减排和淘汰落后产能信贷关。

受到银行信贷收紧限制，煤企融资困难，抽贷、压贷、停贷现象突出，即使是合法合规的矿井，生产意愿也并不强烈。同时节能环保、能源转型的大背景也给煤炭行业传递着利空信息。

相关政府部门官员说，从2013年到2016年上半年，整个煤炭行业，甚至包括政府层面都处在是否要继续发展煤炭的迷茫之中。

产业收缩、资金短缺、人员流失可以被概括为此时贵州煤炭行业的境遇。

谈起本轮电煤供应持续紧张的原因时，业内普遍总结，一方面是煤炭行业本就深陷低迷期，资金、人员不足，面对突如其来的市场需求，恢复产能需要各类配套措施；另一方面是去产能的节奏与需求增长速度发生了错配。

多位相关政府官员指出，2016年“加码”淘汰落后产能对贵州的影响并不大，上半年还曾组织煤炭企业去全国各地卖煤，淘汰关闭的煤矿绝大部分也都是长期停产停建或资源枯竭的无效产能。煤炭生产供应偏紧的原因还是有效产能发挥不足。

2016年下半年电煤供应短缺的爆发似乎触发了贵州对能源行业的重新定位。

时任贵州省省长2016年10月在主持全省电煤供应保障紧急电视电话会议时明确：贵州是能源大省，煤炭和电力是重点产业和传统优势。煤和电的需求逐步提升，是煤炭和电力行业发展的难得机遇，要趁势推动煤炭和电力行业良性互动发展。

2017年5月，能源工业运行新机制出台后，一位地市级政府官员当时在接受媒体采访时说，省长亲自召开大会安排部署能源产业转型发展这在贵州是不多见的。这次会议被认为是贵州省能源工业特别是煤炭工业春天来到的信号。

促进复工复产首先要解决资金问题。据不完全统计，电煤供应紧张爆发时，全省118处（产能3142万/吨）拟复工复产的煤矿企业共需启动资金约18.6亿元。

临近2016年底，贵州省举行金融机构支持煤矿企业对接会。贵州银行、贵州省农村信用社、贵阳银行和相关县政府、银行、煤矿逐一签订《贵州省金融支持煤矿企业复工复产“政金企”合作协议书》，为全省首批复工复产的72处煤矿提供专项贷款9.65亿元。

在2017年5月的贵州省能源工业转型发展工作会上，贵州银行行长杨明尚曾建议，成立培育优质企业的专项能源产业发展基金，同时，对一些困难企业，由政府牵头，政府、银行、企业三方共同协商制订风险缓释方案，帮助困难企业渡过难关，避免企业过度依赖政策干预，而不专注于提升自身造血功能，客观上形成主动违约。