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近日,一份名为《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》的国家发展改革委文件受到舆论广泛关注。虽然国家发展改革委官网上并未公布文件内容,但《证券日报》等传统媒体以及各路新媒体扒出内容甚至晒出了相关照片。
(来源:微信公众号“能源研究俱乐部” ID:nyqbyj 作者:蒋学林)
文件规定,各地区有关部门要采取有力措施,积极推动产运需各方加快签订中长期合同。务于4月中旬前完成合同签订工作,确保签订的年度中长期合同数量占供应量或采购量的比例达到75%以上。从4月份起,每月15日前将合同履行情况上报国家发展改革委,确保年度履约率不低于90%。
文件提出,强化联合惩戒。截止到4月底,凡签约比例低于75%、季度履约率低于80%或半年履约率低于90%,国家发展改革委或省经济运行部门将对相关企业进行约谈和通报;对全年签约量占比低于75%或履约不到90%的企业,将采取执行差别电价、对有关发电企业核减计划电量等惩戒措施。
电力是煤炭消费大户,占总消费量约五成。必须承认,此举对理顺煤电关系、维护市场秩序具有一定积极意义。当前,煤炭价格持续高位运行,环渤海动力煤价格指数高达600元/吨左右,每吨较去年初上涨200多元,煤电矛盾呈现加剧之势。通过中长期合同的签订和履行,实现电煤持续平稳供应,积极意义无需多言。
前车之鉴犹未远。2008年~2011年间,煤炭价格持续高涨,火电企业深度亏损,局部地区危及电力供应安全。在此期间,掌握市场主动权的煤炭企业电煤合同履约率极低,致使发电企业不得不高价采购市场煤。部分“道行不高”的发电企业,甚至难以直接面见煤炭企业,只得求助于中介公司买煤。
与此同时,此举亦有可商榷处。对煤炭合同履约率作出明确规定,或许值得获取赞赏的掌声,目前这是必要的干预措施。对中长期合同签约量作出定量要求,则需要进一步分析和判断,在煤炭市场化改革如此深入的背景下,未必该迎来交口称赞。
自1993年以来,我国煤炭市场化改革已历20余年。到2013年,国务院决定取消重点合同,取消电煤价格双轨制。虽然行政干预的影子不时出现,包括2008年底拉开大幕迅速掀起高潮并持续至今的煤炭兼并重组,但是煤炭市场化水平大幅提高为人们所有目共睹。市场化已是煤炭领域改革的不二之选。在此情景下,直接规定中长期合同签约量,是否符合煤炭市场化改革方向,颇值得怀疑。
从文件规定承续上,也值得研究。国务院办公厅2012年底印发的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》规定:“煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同,自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。”国家发展改革委、国务院国资委去年11月印发的《关于加强市场监管和公共服务 保障煤炭中长期合同履行的意见》明确,“鼓励支持更多煤炭供需企业遵循市场经济规律,签订更高比例中长期合同”“充分尊重和发挥企业的市场主体地位,不得直接干预企业签订合同,不得干扰合同履行,不得实行地方保护”。
有文件明确,中长期合同是指买卖双方约定期限在一年及以上的单笔数量在20万吨以上的厂矿企业签订的合同。此前的两份主要文件,都只是“鼓励”签订中长期合同,让供需双方享有充分的自主权。本次通知演变为要求企业“务于4月中旬前完成合同签订工作,确保签订的年度中长期合同数量占供应量或采购量的比例达到75%以上”,显然已大幅突破“鼓励”的软性要求,转而为硬性约束。
按照凯恩斯主义经济学,政府对市场的干预存在其必要性。然而,政府的干预程度、干预方式并不是无限制的。既然选择走市场化道路,市场交易决策权就应交给市场主体,使其真正拥有经营自主权。中长期合同签约量,属于经营活动中的一项微观事项,是否需要政府作出明文规定?
诚然,能源尤其电力极具特殊性,但市场化方向已不可逆,实践也证明是明智之选。目前,对于煤价的波动,我国也已经初步具备了市场化解决路径。高度市场化的钢铁行业自不待言,随行就市即可。市场化程度较低的电力领域,目前也正在进行新一轮市场化改革,去年市场化交易电量已经达到1万亿千瓦时以上,其中直接交易电量7000亿千瓦时。即使非市场化的部分,也早已设计了煤电联动机制,只是人为控制而没有应动即动。
现实的问题是,目前经济下行压力仍在,各地降低用电成本的诉求强烈,市场化交易电量清一色降价。但从方向上说,波动是市场的一贯表现,正常而完整的市场不可能永远只降不涨。否则,肯定是市场游戏规则出现了偏差。
至于煤价上涨时,对煤电联动可能带来的影响,顾虑较多是可以理解的。但无需过分谨小慎微。理论上,价格调整影响用电需求,进而会改变煤炭供需关系,影响煤炭价格,实现新的平衡。对部分特殊群体,则采取直接补贴等措施。为了防止大涨大落,也可参考油价调整机制,设立天花板价和地板价。
同时,应与诚信体系建设、反垄断反暴利结合,打造良好的煤炭市场环境,建立和维护煤炭供需双方平等对话的有效机制。关键之一是,将不该由企业承担的“社会责任”厘清,让企业甩掉包袱轻装上阵。双方负载不同的状态下希冀建立公平对话机制,无异痴人说梦。此道理显而易见,无需罗缕。
总之,市场能解决的问题尽量交给市场,有形之手解决市场所不能解决的问题。这是处理市场与政府关系的一个基本点。有形之手进入无形之手的领域,可能导致市场化的倒退。我国煤炭市场化已开花结果,千万别走回头路,哪怕是一丝苗头也要特别警惕。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2017年4月21日第14期
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进入11月份,需求延续低位水平,电煤仍处于消费淡季;在长协正常兑现、进口煤集中到港的情况下,电厂库存缓慢走高,对现货的采购难有改善。非电行业方面,随着宏观利好政策陆续落地,非电需求会有一定的提升空间,但是由于房地产仍处于筑底阶段,短期对建材等相关产品的价格接受度有限,叠加临近错峰时
本周,铁路积极组织装车,秦唐港口保持高效卸车,但装船作业存在差异,各港库存涨幅不均。其中,主打大秦线的秦皇岛港存煤上升过快,目前,已经达到660万吨。其他曹妃甸四港和京唐三港存煤略有增加。高库存制约下,煤价反弹无力。部分非电行业需求转好,北方冬储需求有提升预期,有些贸易商对冬季行情
海关总署11月7日公布的数据显示,中国2024年10月份进口煤炭4624.8万吨,较去年同期的3599.2万吨增加1025.6万吨,增长28.50%。10月份进口量较9月份的4758.8万吨减少134万吨,下降2.82%。2024年1-10月份,全国共进口煤炭43536.9万吨,同比增长13.5%;累计进口金额4253900万美元,同比下降1.8%。
大部分煤矿保持正常生产,以落实长协发运为主,整体煤炭供应水平稳定。目前,北方大部分地区进入供暖季,取暖用煤需求有所支撑,个别煤矿销售良好,价格稍有上涨。但沿海电厂日耗仍表现羸弱,库存充足、暂无大规模采购计划;整体来看,短期内煤价或将延续僵持维稳状态。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:吴
为确保冬季采暖用煤需求,大秦线全力往北方港口和沿线电厂打库,日发运量125-130万吨。而在沿海地区需求低迷的情况下,环渤海港口调进明显高于调出,造成各港口库存出现不同程度的增加,其中,秦港库存已超越620万吨,而京唐新港和老京唐港部分垛位已满,亟待疏港;后续港口方面会督促贸易商疏运,引发
环渤海港口交易活跃度偏低,下游观望压价,采购需求不多。大秦线检修结束,日均发运量大幅增加25-30万吨,但环渤海港口锚地以及预到船舶不多,港口库存持续回升,部分港口需要疏港。后期贸易商有抛货和加快出货压力,促使港口煤价有下跌可能;但考虑到发运成本以及冬季预期,煤价下行空间有限,预计煤
当前,沿海电厂日耗表现疲弱,终端电厂及港口库存呈增加态势;叠加进口煤优势尚存,下游对高价市场煤的承接意愿偏低。临近冬季用煤高峰,部分用户坚持拉运长协煤,但港口调出量远没有调进量高,港口库存加快回升。上周,环渤海港口5500大卡市场煤价格下跌了3元/吨,属于缓跌。本周,港口不断垒库,贸易
终端电厂日耗偏低,部分电厂厂内维持库存高位,补库仍以长协为主,暂无市场煤采购计划。本周,终端实际需求无明显提升,市场询货问价一般,少量需求仍以压价为主,市场成交偏少,煤价先稳后跌。对于后市预期,目前,煤炭各环节库存高位,铁路强势发运;而下游采购不佳,派船数量不多,煤价继续小幅下跌
本周,市场交投氛围冷清,下游采购基本以刚需为主,且压价现象严重,实际成交很少。贸易商对后市情绪判断走弱,需求端未有明显改善前,市场整体以谨慎观望为主,短期内价格将维持小幅回落走势。一旦进入11月上旬,部分前期减产煤矿恢复生产,生产和销售增多,市场供大于求压力将加大,产地煤价有回落可
环渤海港口动力煤市场先稳后跌,交投僵持,贸易商看涨情绪减弱。铁路“增量补欠”,全力增运煤车,环渤海港口库存持续攀升;其中,秦港库存已接近600万吨。下游需求释放较弱,整体市场成交较少,上下游报询盘差距仍存,以谨慎操作为主。环渤海港口高库存压制下,后期价格或将偏弱运行。(来源:鄂尔多
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