走出当前煤电联动困局的一些思考

众所周知，煤电联动是国家调控用电价格、保证全社会国民经济用电需求的手段，本意是在一定程度上缓解煤电双方的矛盾，但在近几年的实际运用中存在着诸多弊端，并未发挥出其良好的调控水平。现笔者就如何走出当前煤电联动困局作一些思考，观点属一家之见，供大家探讨。

一、煤电联动是行政干预市场的临时性安排，存在先天不足

煤电联动政策始于2004年底，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。这一政策旨在解决由于煤炭完全市场化以后，煤炭价格不断上涨使得火电企业产生严重亏损难以为继的问题，实质上是在电力体制彻底改革前解决新生矛盾的一种过渡性安排。从过往实施的效果看，每一次上调电价，都只是使火电企业得以暂时喘息，而后煤炭再涨价再被迫提电价，如此循环往复，陷入怪圈，以至于需要联动的时候不能及时联动。

成本传导是市场经济常见的现象，传导是否能实现是由消费终端决定，由市场说了算，但是电力作为特殊商品，影响到社会生活和国民经济方方面面，受到政府管制以便实现一定程度的可控在控，煤电联动政策实质上起到了代替市场来完成成本传导，而涨价幅度由政府决定，也就是实施人为控制。值得注意的是煤与电这个传导是单向的，也就是说煤炭拥资源之地位可以取得定价权和交易选择权，电力却不能反过来向煤炭议价，想卖给谁、定价都不能自主，两方在市场经济中的地位是不对等，在市场交换当中电力行业没有取得作为独立个体完全的市场地位。涨价怪圈实质上是市场力量和行政力量相互搏弈，结果强大市场力量占了上风。所以在电力市场化机制没有建立前，国家有关部门应当认真研究行政干预如何匹配市场，如何弥补市场功能维护经济秩序，研究怎么做才是符合市场经济规律的，从而实现“看得见的手”对市场功能的合理替代，促进经济良性发展。

从历年数据看，煤炭行业的吨煤采掘成本上升并不快，但是纵贯煤炭市场化前后几年对比，煤企利润急剧增加，煤炭企业在传导成本的同时“传导了利润”(利润实际上从下游集中到自己手里)，这是整个行业利用了市场地位进行一致行动的结果。

煤炭属于资源类产品，我国当前发展正处于较大的经济上升周期，经济快速发展必然引发资源类产品价格上升。国际上由于中国需求强盛，凡是粘上中国概念的大宗资源价格逐年不断上涨，实质上是中国国力日渐强盛以及出现了一些新兴国家，一定程度上改变了以往初级产品在经济贸易和经济贡献格局中的地位，是世界经济范围内价值再分配的结果。以前我国国力穷提倡出口创汇，现在如果仍旧按老方式继续以低成本价格获取外汇的话那将是浪费大量资源，不利于节能减排和环境保护，本质上是用整个国家财政和国民福利去贴补西方，牺牲国家未来发展的物质基础，同时人口、消费的不断增长、伴随着资源枯竭的呼声渐行渐进，在这种背景下，煤炭价格上涨有其合理诉求，符合国家利益。

国际上，金融资本在取得对大宗物资的实物控制后，以期货对冲等手段推升商品价格造成巨大波动获取巨额利润，实现在现货和金融两个市场的利益最大化，典型的如石油近年来在不断上涨的大市中出现较大波动，而煤炭作为仅次于石油的初级能源亦步亦趋，价格上国内开始与国外出现联动呼应，对此需要从国家安全角度进行风险防范。

煤企取得市场地位后迅速成为特殊利益群体，电力行业厂网分开之后电企话语权进一步削弱，两端力量不匹配，最终导致利润分配不断向煤炭行业转移，煤电联动沦为煤炭获取更多利润的武器。与此同时，煤炭流通环节乱象一片，层层转手加码，中间环节透过推波助澜获取了合同煤与市场煤之间巨大差价利润，而作为链条源头的煤炭行业也乐见到通过这种助推使得煤炭价格逐年抬高带来自身经济利益不断增长。

从上可见，单纯的煤电联动不能甄别和控制煤炭价格的上涨动因，也不能遏止煤企涨价的冲动，缺少完整的配套和制度安排，注定会走入死胡同。

二、当前是解决煤电问题的良机，不及时解决危害巨大

当前火电企业经营状况恶化，由于过往联动不到位累积亏损惊人，全行业危急即将波及到整个国民经济体系的安全运行，又到了需要联动提电价的时候。面对眼下宏观经济调控方面的各方因素影响，令决策层投鼠忌器逡巡不前，煤电联动机制实际已名存实亡，到了需要从体制上解决根子上问题的时候。

当前煤炭行业大规模整合如火如荼，整合是顺应市场经济发展的要求，政府也从加强行业管理角度积极推动，但不能不看到整合的背后是煤炭行业既得利益的根本诉求进一步集中体现，在不远将来经由垄断可以获得更高利润，不及时启动电力侧的改革，将进一步引发煤电失衡。同时要看到，在大量以国家资本为主导的煤炭整合完成之后，也为政府实施对煤炭的调控创造了条件。

能源价格的过快增长，会导致经济运行失控、削弱国家竞争力，摧毁行业已取得的经济成果，对社会生活和国民经济会带来巨大负面影响，对经济可持续发展极为不利，必须对之进行控制。

三、积极稳妥推进电力体制改革是最后的出路

如何解决困局?解决当前燃眉之急的临时办法不外三招：提电价、控煤价、实施财政补贴或国家注资。三招一过，仅能缓解眼下电企困难，紧接着进入下一循环。

解决问题的长效之道就是继续推进停在半路上电力体制改革，电力是影响国计民生的公用产品，需要在国家战略高度从电力产品的市场属性和公众属性找到改革切入点，平衡两方需求，按照立足于民生、兼顾行业利益进行制度设计，建立尽量不需要或减少行政干预的电力市场，实现民众得益、行业繁荣。需要注意的是尽量避免中间过程付出巨大代价，允许进行局部试点，尽量“不折腾”，小心谨慎。中国有特殊国情，国外没有借鉴的有效模式，这一过程注定是漫长曲折。

四、电力体制改革完成前，建议推出煤电联动相关配套措施

电力体制改革非一夕一朝之功，针对当前出现的各种问题，笔者建议多管齐下，解决单一煤电联动不足：

1.建立市场交换中买方市场地位，结束中间流通环节暴利。建议成立国家主导统一出资、五大发电集团共同出资参股的煤炭能源储备中心(下简称“国储”)，在承担国家应急储备煤炭职能基础上发展为中间渠道供应商。现有的电厂重点合同煤全部或大部分(比例可以在实践中摸索探讨)转由国储执行，经由国储匹配实现点对点供应，尽量减少中间占用，建立市场化机制的统一调配煤炭给电企，国储收煤之后略微加价转售给电企(加价必须严格限制);建立动力煤国家议价收购制度，国储取代各个发电集团取得大宗物资采购及议价能力，不再由发电集团单打独斗地去面对煤炭企业，谈判能力增强，实现在源头采购价格下降，同时通过限制买卖进出差价挤压当前流通环节利润，实现中间交易费用减少，进而实现对电价的平稳控制还利于全民全行业。最好通过国家立法立制：国储必须建立一定数量的煤炭实物储备，满足应急、和平时周转要求，在全国成立若干仓储中心，分布于跨省区煤源与电源的交通便利点，规定电煤企业必须划出一部分年产能作为国储的煤炭虚拟储备，一旦市场剧烈变化，国储可以要求在合同额度之外由煤炭企业按议定价格生产供应，国储的实物量储备与产能储备之和与年度电煤需求基本匹配。国储之外的燃煤缺口部分平时由各发电企业自行采购，自行负责，以保证市场活跃。允许国储抛售存煤平抑煤价，在市场低迷时期市场化补充库存。通过这一机制运作，控制煤价上涨速度，平抑市场波动，解决合同兑现难问题，避免合同煤外流成为市场煤，控制流通环节暴利，消除煤企和流通环节联合作手抬价。这一体制的建立需要国家强制力予以保证。

2.整合发电企业，通过兼并重组提高电力企业话语权，减少电企之间过度竞争和无序发展，节约行业的运营成本和采购成本，提高发电企业成本承受能力。

3.推动煤电联营，有条件有范围地扩大煤企、电企相互参股、持股，丰富能源市场的交易主体，在能源供应上东方不亮西方亮，避免全行业崩溃。但要警惕一旦煤炭和电力实现全部或大部分实现了全行业全方位的煤电联营又会出现新的垄断，新的巨无霸，新的既得利益集团，因此煤电联营当有节有度，政府要做好保护市场分工与交换的工作，保护好自由竞争。

4.运用财税政策平衡利益。中国是全民所有制国家，资源属于国有，站在这个角度来说煤炭企业不过是代理国家开发资源，在克服自身面对各类经营风险和付出各种成本费用代价之后应当获得合理报酬和利润，超出之外的暴利应当复归于民，这方面国际上有借鉴实例，如蒙古政府把最挣钱的企业塔本陶勒盖煤矿通过股份分红发给了全体国民，真正体现了全民所有。建议通过征收暴利税等方式将超额利润征收归国，遏制煤炭的涨价冲动，打破煤电联动循环怪圈或者极大延长联动周期实现平稳、温和地价格调整，避免不到两、三年就要动一次电价。

5.建立对电力的国家补偿机制，对于不能通过联动导致电力行业亏损的，由国家进行补贴，维持行业运转。建议联动条件具备时，及时调整发电企业上网价格，当电网销价因故暂时走不出去时，先由电网来承担成本上涨损失，仿效中石油、中石化炼油环节补贴机制，启动对国家电网和南方电网的补偿，来源可以来自前述的征收煤炭企业暴利税，不足部分由国家财政补足。众所周知发电主体多种多样，千差万别，难以测算和核定各个发电企业因为承受不能及时联动而遭到亏损的弥补数额，直接弥补难度很大，不如提升电价还其生存空间，在同一标杆电价下让发电企业通过竞争获取自身盈利，维持活力;而国网和南网均属于国有独资，承当行业不联动亏损的核算认定工作量较小，转由弥补两个电网亏损较为简单易行。建议在弥补机制建立同时，实现电网主辅分离和输配分离，使得补亏成本计算清晰明确，便与社会各方监督。

6.在有条件的情况下可以进行电力市场化交易试点，实现政府监管下区域内随行就市、活跃交易。一提市场化，不得不提直购电，直购电是供需直接见面进行交易，一旦把参与直购电交易主体推广扩大化、普遍化就变成市场化的电力交易，从这个意义出发直购电实际上是计划电走向市场电的先驱。目前，市场各方包括政府在内对直购电认识存在片面理解，很多省份地区试点直购电都必须降价，而且是发电企业和电网企业让价，让利于其他行业，电企成本是实实在在摆在面前的，试点区域居然出现了不挣钱电企还要割肉贡献给赢利企业的咄咄怪事，这样的试点和改革是不成功的，是背离初衷的。实际上，真正直供电首先应当通过供需直接见面节约了交易成本实现用电成本下降，其次是各方均有盈利边际，供、需存在富余前提下可以按供需追求各自利润最大化，达成购售电买卖交易。第二个片面理解，直供电不能涨价。不能涨价意味着交易不能市场化，只是单边的，成本传递无法进行，供给需求被抑制。这个涨价实际上与节约交易成本并不矛盾，节约交易成本、供过于求导致电价下降的交易是左侧交易，求大于供导致电价上升的交易是右侧交易，仅有单边的交易不能称之为市场化交易，不符合市场规则。当前部分省市用电紧张并不是装机容量问题，建议容量有富余，下游有需求并且能承受较高电价的地区，可以试点小范围推广直供电涨价：政府居中监控撮合，用电大户有下游订单、有盈利边际、有用电需求可以提出用电计划，电力企业根据煤炭上涨成本测算能够不亏本的供电价格与需求方见面，交易主体可以互相竞价，达成某一时段供电合约后执行，这样电厂可以进高价煤发电直供用电企业，用电企业完成到手订单，微观上实现双方互利，宏观上解决缺电对国民经济造成的损失。建议在用电紧张、装机容量富余省份地域进行试点，展开右侧交易，深入挖掘直供电内涵，为市场电的推出积累经验和准备。

7.清除不合理税费，减少物流成本。从煤炭出矿到进入电厂煤场，环节多、税费多、运费高，个别地方政府甚至出台出省调节基金，极大抬升了发电成本，建议应下大力气予以清理整顿。