煤电谈判应统筹考虑煤电运关系

　　一年一度的煤电谈判在经历了长达8个月的“顶牛”之后终于以宣布破裂告终。国家能源局副局长吴吟日前向媒体透露，将取消一年一度的煤炭产运销衔接会，取而代之将是煤电双方签订长期电煤合同，这将是今后的发展方向。此外，也有消息称政府关于协调相关意见已经制定完毕，有望近期出台。对此，《中国能源报》专访国务院研究室综合司副司长范必，他表示，未来一年“煤电联动”估计还会继续，但不会是长久之计。

　　纠缠价格已经没有意义

　　中国能源报：此番煤电谈判以破裂收场，业界普遍认为还是价格问题。您认为，要解决这个问题，谁能说了算？发改委？国资委？还是真的由市场来决定？

　　范必：实际上，现在再来纠缠价格问题已经意义不大，造成煤电矛盾的是体制问题，也并不是某一个权威部门发一句话就可以解决，问题远比这复杂。

　　综观从煤、电、运产业链整体以及政府行为可以看到，市场机制没有在处理煤电关系中发挥应有的作用。已经放开的“市场煤”市场机制不完善，推动了煤炭价格虚高，电煤物流中间环节多，铁道运力市场化程度低，成为煤炭加价的重要因素；尚未放开的“计划电”无法建立起市场价格传导机制，提高了成本和中间加价，压缩了电厂利润空间。煤炭从坑口运到电厂，再变成电送到用户，经过的每一个环节都纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租、看得见的手与看不见的手等等“剪不断、理还乱”的复杂关系。

　　因此理顺煤电价格形成机制，关键还是需要按照科学发展观的要求，运用统筹兼顾的方法，全面考虑煤、电、运上下游各个环节的关系，建立和完善电煤市场、电力市场、运力市场，转变政府管理方式，做到市场秩序规范，交易公开透明，政府监管有效。

　　运力才是打破僵局的关键

　　中国能源报：有人说，中间商是导致煤电谈判道路上的最大障碍。那么您认为，扫清这个障碍是打破僵局的最主要手段吗？

　　范必：我国煤炭资源主要分布在华北、西北地区，消费地集中在东南沿海发达地区。电煤主要从北方产地出发，经公路、铁路运输，集结至北方沿海港口，再经水路运往东南沿海地区。总体上看，我国电煤物流环节较多、管理方式粗放、效率低下、市场透明度低，物流成本已达到电煤消费价格的30—60%，下游企业不堪重负。电煤运输的瓶颈主要是铁路。电煤运输大约占全国铁路货运量的一半以上，铁路运煤分为计划内车皮和计划外车皮。2007年铁路计划内煤炭运力是8.4亿吨，其中电煤6.4亿吨。

　　计划内运煤合同执行率仅有70—80%，而实际铁路煤炭运量达14亿吨。计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价，很多铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。煤炭供需关系越紧张，运输中间环节的放大作用越明显，这也是去年迎峰度夏时节，山西煤运到秦皇岛价格翻一番的重要原因。因此，运力对理顺煤电关系有着决定性的影响。为了保障煤炭交易能够获得足够运力，可以考虑将电煤计划内与计划外运力并轨。按照“管住网、放开运”的思路，先核定铁路电煤运输的基础运价；同时，以电煤运输为主的铁路线路开展试点，整合铁路系统现有的“三产”、“多经”和其它中介企业，成立若干家铁路煤炭承运公司；将承运公司的运力制作成交易品种，纳入全国电煤交易市场进行交易；运输完成后，承运公司按基础运价向铁路部门交纳过路费。

　　煤电联动难为长久之计

　　中国能源报：随着大量煤企被收编，国资委批准了一些央企涉足“与电力相关的煤炭等一次性能源开发”，煤电一体化是否能美梦成真？

　　范必：鼓励煤电一体化的目的是，促进发电企业与煤炭企业形成风险共担、利益均沾的合作格局。但电力体制改革的方向是发、输、配、售分开经营。煤电一体化促进了一些大型发电集团向上下游延伸，从实践中看，全国现有煤炭资源大都分配完毕，电力企业很难拿到优质的电煤资源，已经拿到的资源在短期内也很难形成生产能力。

　　电企出资并购上游企业，并非解决矛盾的关键。煤电双方企业是上下游关系，一方盈利就意味着另一方的高成本，煤电一体化使电力企业降低了经营效率，增加了经营风险，在原有辅业、多种经营包袱没有卸掉的情况下，会增加新的包袱。同时也不利于煤矿企业实现真正的优胜劣汰和优势整合。

　　中国能源报：眼看着2010年煤电谈判又要拉开战幕，双方都寄希望于“煤电联动”。“煤电联动”能够解决双方矛盾吗？

　　范必：“煤电联动”机制指的是上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，消化电煤涨价因素，这也是目前最常见的一种建议。然而很明显，联动方案无法全面反映煤炭涨价因素。国家发改委2004年颁布的“煤电联动”办法规定，以2004年5月底的电煤车板价为基础，原则上以不少于6个月为一个周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价。联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。由于2004年以来煤炭连续大幅度上涨，发电企业已经无力承担30%的煤价上涨因素。

　　其次联动调节具有被动性和滞后性。由于“煤电联动”是一种人为裁量和操作的定价机制，当通货膨胀压力较大时（如去年上半年），调价呼声虽高，但调价余地较小；当通货紧缩压力较大时（如今年以来），为避免增加工商企业负担，调价仍难以实施。因此，最近几次实施煤电联动，批准提高电价的作用仅限于缓解电力企业的燃“煤”之急，无法反映电力企业的实际用煤成本变化。

　　中国能源报：但也有专家对此提出质疑，市场煤和计划电要实现联动几乎就是不可能的，对此您有何看法？

　　范必：这种说法也有一定道理，“煤电联动”容易导致煤、电单向涨价。在电煤价格谈判中，煤炭企业认为，不论电煤价格涨多少，电力企业早晚都可以通过联动“顺出去”。况且煤炭已经市场化，应当根据市场情况调整价格，如果认为价格不理想也可以不卖。近年来，发电企业投资规模较大，财务费用高，资产负债率已超过80%，尤其是火力发电企业，燃料成本居高不下。为了保障经济发展和人民生活需要，不能停机停电。遇到迎峰度夏、迎峰度冬、“两会”、奥运会等重点时段，不论煤价多高，发电企业都要购煤发电。因此，在电煤谈判中，发电企业对煤炭涨价大都只能被动接受，把摆脱困境的希望全部寄托在“煤电联动”上。供电紧张时要求国家涨电价，供电富余时要求国家解决遗留问题，还是要涨电价。