煤电“顶牛”下一步 电力体制改革“箭在弦上”

来源：《能源》杂志 作者：巢新蕊

　　某电力集团煤炭采购负责人对《能源》杂志记者表示，“在谋求利润的前提下，电力行业总体上是顾全大局的，煤电行业唇齿相依，我们也不想因此影响我们未来的关系。”

　　秦皇岛知名经销商八达煤炭从去年10月到现在已经有四个月没有从港口发过煤了。2月下旬，当地人发现，秦皇岛港的煤炭场存量已达合理场存上限。交易量时而下探，时而回调，不靠谱。

　　从秦皇岛港出港的煤炭，电厂用煤占了75%-80%。五大发电集团是这里的重点用户，因此这里的经销商们也在翘望“煤电顶牛”的态势渐进演化。

　　他们发现，华能国际电力燃料有限责任公司等最近购进的市场煤量都不大，“怕增加成本，毕竟市场价高于合同价，再说发电企业的库存还算充足”，华能集团的一位采购人士告诉《能源》杂志记者。

　　国泰君安证券分析师王威称，基于近期矿难将带来近期煤炭供应量(包括动力煤、冶金煤)下降的预期，本已倾斜向电企的天平将出现利于煤企的变化，双方的谈判地位将回归均势。

　　煤价“定”“放”

　　一年期重点电煤合同价上的分歧，在全球金融危机波及中国、国内电力行业上年整体亏损、今年初电力需求减缓依旧、电煤税率提高的背景下，演变成了煤电两大行业利益集团间的博弈，且双方顶牛的程度之深、耗时之长，之前罕见。

　　在真正的市场机制下，煤电双方会根据自己的利益和需求签订长期合同，国外90%的电煤供需都是靠长期合同保证，合同一订20年，有10%的调节比率。

　　为什么在我国，别说20年，连时长为一年的订货会合同签下来都这么难呢？

　　争端的直接表象是价格分歧，即煤、电双方希望重点电煤合同价每吨升50元(或涨价10%)，还是降50元之争。

　　争来争去，一方宁可限产，就是不卖；一方宁可向别人买，同时加速向下游扩张，就是不签国内合同。

　　专家等第三方在讲，煤电顶牛可能4月底就会有结果；或者国家投资拉动效应有滞后性，煤电双方在价格上的博弈将继续，第一季度、第二季度将会是企业最困难的时期。

　　而据《能源》杂志记者调查，2002年国家已经放开了电煤指导价格，但时至今日电煤价格双轨制依然与国外貌似神异。

　　“这是由历史原因造成的。”中国煤炭运销协会相关负责人认为。此说法得到了煤炭专家李朝林的认同。

　　我国的煤炭交易价格是随着经济体制的变革，逐步由计划价格向市场价格过渡的。

　　第一个阶段是1993年以前，原来的煤炭工业部和国家物价局对煤炭价格实行的是政府定价。这是计划经济体制的产物。

　　第二个阶段是从1993年起，国家逐步放开了煤炭市场价格，政府对于煤炭的主要用户——电力行业计划内用煤实行政府指导价，由国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调。而计划外电煤以及其他行业用煤的煤炭价格实行市场价。

　　第三个阶段是从2002年以来，国家放开了电煤指导价格，实行市场定价。

　　中国煤炭运销协会相关人士向《能源》杂志记者表示，2002以来，政策是放开了，但由于煤炭与电力行业的特殊性，煤炭订货会成了我国由计划经济向市场经济过渡的一个现象。

　　在每年召开的煤炭订货会上，“由于煤电双方都想争取利益最大化”，电力行业与煤炭行业在电煤价格方面总是会有所争议，电煤价格落定实际上还得靠政府出台新的指导性意见解决。同时这部分合同量会被纳入到跨省市产需衔接铁路计划里，即要配合国家宏观调控的政治要求。

　　而按历史回溯，2004年煤炭订货会，在电煤双方僵持不下的情况下国家发改委最终出面，于2005年4月发文，确定了8%的价格涨幅。济南、桂林、廊坊订货会上煤电企业也都要商谈好久，最后签的重点电煤合同价总是要低于市场价，只是价差会比上一年缩小一些。

　　2008年的煤炭订货会较为顺利。据业内人士介绍，此次订货会上，政府相关主管部门向电企承诺，煤电双方签订涨价电煤合同后，2008年将上调电价,因此五大电力集团很快与煤企达成涨价协议。

　　也就是说，我国的煤电协议仍离不开政府的干预。

　　去年煤价狂飙时，国内煤炭市场价与重点电煤合同价每吨相差几百元，现在价差为每吨50元左右。因此国有重点电企希望继续保持电煤价格双轨制。

　　而在某些可得利时期，煤企也不排斥行政参与。目前煤炭央企占全国电煤产量不到20%。此次福州谈判崩盘后，一些地方政府已经先行一步，如黑龙江省政府开始出手干预电煤价格，确定2009年省内煤炭价格比去年初重点煤炭合同价上涨50元/吨的临时价格方案。

　　眼下，市场化程度较高的煤炭行业盼望着，煤炭价格双轨制转变为签定真正市场化的长协价和现货价，而非行政色彩浓厚的合同价和现货价；而另一侧，电力行业发电成本不断升高，但销售价格受到国家控制，增加的成本无法完全通过自身消化和向下游顺利传递抵掉。

　　基于此，业界将煤电之争归结为“市场煤、计划电”。

　　然而，某不愿署名的权威人士对《能源》杂志记者表示，国内前所未有的煤电之争不完全是市场煤、计划电的问题，或市场煤、行政合同的问题，还包括利益问题、涨幅问题。即使电价放开了，也会出现煤电双方就价格谈不拢的问题。任何商品都是这样。

　　而今年的煤电顶牛之所以僵持得有些异样，是因为上一年煤电两行业利润差距悬殊，且今年电企利润仍不乐观，而煤企利润由于增值税和资源税改革，同样面临下降风险。

　　“主要是大环境形势不好，令煤电双方互不相让。而改革的呼声在此时点上借机爆发”，上述权威人士称。

　　第二条路

　　如果双方谈不拢，煤电双方还有没有其他的应对之策呢？

　　电煤价格真的要完全实现市场化？

　　也许第二种假设根本就不会成立。神华天津煤炭码头有限公司人士告诉记者,尽管集团和一些电力企业用户还没有签署电煤合同,但公司仍然在按照“协议价格”给“老用户”供应煤炭。

　　中国电力投资集团总经理陆启洲已公开表示，作为发电集团，公司只是希望在国家有关部门的协调之下，通过煤炭央企带头，把电煤的价格稳定下来。

　　华电集团高层对《能源》杂志记者表示，随着世界经济的下滑，国际煤炭价格开始下降，而且会继续下调，我国的煤炭价格不可能出现大幅上涨，但大幅下降的可能性也不大。

　　据《能源》杂志记者了解，五大发电集团中的某集团在2009年煤炭订货会前曾预计，重点合同价格由于与市场煤价的巨大价差将呈上涨趋势，具体涨幅要视国家的调控力度而定。电煤工作已经引起了国家的高度重视和密切关注，国家会采取强有力的措施，加强对电煤的控制，努力实现电煤平衡。

　　该集团当时决定争取多签神华、中煤等国有大型煤炭企业的重点合同，解决好电煤的运力“瓶颈”问题。同时，要进一步拓宽电煤供应渠道，特别是对掌握有一定运能的供煤企业要实施个体重点追踪，成为战略合作伙伴，形成战略供需关系。

　　现在形势似乎比电力企业先前预估稍好一些。

　　对电企而言，其选择之一是买现货，保证充足库存。只是现货价总要高于重点电煤合同价，从成本角度来看不经济。

　　电企的选择之二是海外买煤。六大电力集团联盟为应对国内煤企涨价，拟召开首届国际性电煤订货会，从国际市场寻求煤源。

　　然而，煤企对《能源》杂志记者表示，五大电力集团从山西省采购的煤炭每年都达二三亿吨，而现在从它们向国际采购的煤炭量来看，货量稀少，同时除东南沿海外，其他地区电企海外买煤运价不菲。“电企这么做远水解不了近渴，只是摆摆姿态。”

　　国泰君安证券分析师王威认为，由于电企的合同价诉求并非无理取闹，且谈判已僵持近两月有余，此时在没有国家顺延成本上涨承诺的情况下，便做出让步，任由煤企涨价10%甚至更多，这事关行业兴衰，也非上策。

　　1月份，全社会用电量同比下降12.88%。全国电力需求仍然不足，很多电厂还远没有达到满负荷运转，这一形势可能会一直持续到下半年。

　　王威认为，政府有形之手出面干预将是解决煤电僵局的最有效办法，也是特事特办的必需之举。

　　而另一侧，中国煤炭运销协会人士向《能源》杂志记者表示，协会鼓励煤企和电企最后商谈出一个价格。

　　市场最新分析预测，国内煤炭价格目前仍有超过30%的下跌空间。2004年-2007年以来，煤价上涨仅为30%，基础较为夯实。但2008年以来，煤炭市场处于偏紧状态，需求紧俏，价格涨幅在半年内超过100%。“这次更多的是需求的拉动，涨价中蕴含了泡沫。”

　　国际煤炭价格下跌幅度可能更大，也将进一步拖累国内煤价。

　　同时2002年至2008年复合增长率保持在40%以上，导致未来煤炭产能将集中释放。煤炭下游行业高速增长期已过，加上资源税、增值税上调，煤炭行业可能在09年下半年企稳。

　　对煤炭行业有利的因素是，最新分析认为，预计后续关闭小煤窑的力度可能会加大，煤企限产保价措施也会展开。

　　目前煤炭大省山西许多煤企开始采取季度定价方式，采取“以需以效定销、以销以运定产”原则，减产并合理调控供应总量。据了解，山西省煤炭工业局向山西重点煤炭企业下达的今年1月原煤生产计划总量为1815万吨，与去年同期相比减少了三成以上。

　　不过，煤炭企业的固定成本比例约70%，也就是说即使一吨煤不生产也要支付70%的成本，专家预计，煤企不会长期闲置生产设备。

　　近日，国家能源局局长张国宝提出，2009年在大型煤炭基地、整装煤田、低热值煤集中产区，要大力推进大型煤电基地建设。而据《能源》杂志记者拿到的数据，五大电力集团的煤电一体化目前均取得了一定成果，但要达到自给率达50%这样一个规模，至少还要等几年。

　　专家认为，这是解决我国能源问题的长远方针，且是一个系统工程，肯定要协调各部门统一出台各项措施。

　　“煤企和电企是最明白的，双方绝不会等到煤企的煤卖不出去或电企没煤来发电才来解决问题。”这样的声音，是《能源》杂志记者在煤电企业采访中不时听到的。

　　改制弦上

　　不管煤电之争的初衷是什么，各方要求的体制改革毕竟有其合理性。

　　“电力行业总体上是顾全大局的，煤电行业唇齿相依，我们也不想因此影响我们未来的关系。”五大电力集团中上述负责煤炭采购的人士对《能源》杂志记者表示。

　　如果煤价真的上涨50元/吨，相当于发电企业每发一度电增加亏损2.5分钱。在去年的煤电联动中，发电企业已通过电网“背”出去了2分钱，但在目前的经济形势下，2.5分钱的上升成本如何往下传导？ 这对决策层确实是个棘手的问题。一方面电价改革是系统工程，大环境不容许一步到位。国家能源局人士也在日前举行的能源会议上表示，目前上调电价时机并不适宜，尤其是在内地经济面临金融危机冲击背景下。

　　另一方面，五大发电集团都是国有企业，电企亏损，也是政策性亏损，在国家投资拉动政策效应充分显现之前，不能对其置之不理，何况电力体制改革本是我国建议社会主义市场经济的题中之义。

　　中国能源网信息总监韩晓平表示，电力体制改革现在就得推。煤炭、电力改革的关键是逐步恢复一个有效的市场经济模式，更多地建立长期交易机制，使供需双方形成有效、持久、稳定的交易关系，而最关键的改革环节是电力的输配分离。“以省为实体，把配电公司交给地方”。

　　李朝林则建议，建立真正的发电企业竞价上网机制和电网企业之间竞争输、配、送、销的电力产品销售机制。

　　目前，由于电力产品的上网电价是政府主管部门批准的，同样的电力企业由于上网电价相差较大，造成部分经营好该盈利的反而亏损了，而经营差该亏损的反而盈利了。

　　在解决竞价上网同时，李朝林建议，根据电力企业的生产、输送成本，按照电力输送区域制定最高及最低限价。对老少边穷及落后地区要采取适当的措施由国家对当地给予适当的用电补贴，以弥补由于电力体制改革，电力价格市场化可能造成的电价上涨。

　　一个更大胆的提议是，进行电网运营机制改革，打破国网公司一家独大的格局，允许国网和区域性电网并存。

　　“电力产品可以借鉴高速公路的收费办法，电力产品通过电网输送收过网费，根据输送的电能多少、距离远近、经过的时段等质量、技术指标收取过网费，至于过网费的高低由国家有关部门按照有关规定测算后确定。”

　　李朝林还建议，改国家电网企业统购包销为发电企业直销，在发电企业交足上网输电费用的前提下，由发电企业直接销售电力产品到客户，或者可以逐步放开电力产品的价格管制，对大的电力用户，电厂直接签订供电合同，电价由电力供求企业自己决定；对小的电力用户，电网向电厂采购电力产品后向小客户销售，电网获得差价利润。

　　同时对小用户、地区性的用电单位，可以建立区域性的电力产品经营公司，从事电力产品的批购零销工作。但是电力产品的销售价格必须在国家规定的相关价格或利润空间范围内，坚决防止和杜绝乱涨价，或形成局部性的电力垄断经营现象。

　　也就是说，电力产品统购分销可以由电网公司本身承担，也可以由独立于电网和电厂之外的独立的电力营销公司承担。

　　总体来看，由于成本的压缩，消耗的降低，竞价上网的实施，不仅有可能不涨电价，而且还有可能降价，“‘电改就要涨价’是和电力改革的初衷背道而驰的。”李朝林称。

　　各方建议还在不时闪现。专家们对《能源》杂志表达的共识是，2002以后至去年这几年间，我国的电力体制改革一直都在前进，只是那时建议多、动作少；现在，或许到了采取动作、兼听建议的时候了。