煤电联动，煤在涨价；煤电不联动，煤还是在涨价。未来的政策设计应是“卖多”，而不是“卖高”

    文/《瞭望》新闻周刊记者王仁贵

    持续不断的“电荒”让社会各界把焦点对向了煤电矛盾。

    “煤电矛盾看似煤企和电企两家之间的博弈，实际是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。”国务院研究室综合司副司长范必接受《瞭望》新闻周刊记者采访时指出。

    在他看来，已经放开的“市场煤”，其市场机制并不完善；尚未放开的“计划电”，无法按照市场供求关系形成价格；铁路运力的市场化程度远远滞后于煤、电、运产业链的其他环节；同时，煤炭产地的地方政府也对煤炭供应的数量和价格产生着巨大影响，这些都构成了煤电矛盾的深层次原因。

    具体来看，当前的煤电矛盾主要表现在，煤炭与电力企业无法达成价格协议；发电、电网企业在煤价上涨压力下，呼吁国家调高上网电价和销售电价；部分煤炭产地政府从自身利益出发，提出了限产保价；国家囿于各种复杂情况的制约，难以下决心调整煤价和电价。

    “我国能源结构以煤为主，不梳理好煤电关系，将严重影响国民经济的健康运行。”范必建议，为了理顺煤电价格机制，国家应统筹考虑煤、电、运产业链上下游关系，在煤、电、运各个环节和政府之间建立起与市场经济相适应的价格形成机制与管理体制，从而在根本上解决煤电矛盾。

    今后对煤电矛盾的解决，需要遵循一个原则设计政策路线，即基础性企业的目的不是挣钱，在基本利润保证发展后劲的前提下，主要应当为社会的发展，为国民经济的运行创造良好的环境。

    延长还是扭曲了改革路径？

    在“计划电”与“市场煤”的多年博弈中，如何消化不断上涨的发电成本？煤电一体化成为了一条路径。为终结电煤价格受制于人的被动局面，电力企业纷纷向上游的煤炭领域进军。

    2009年以来，一场通过新建、并购、参股等方式向煤炭行业进军的行动在我国电力行业悄然兴起。华能、大唐、国电、华电、中电投等都在大力扩充自己的煤炭产能。根据规划，未来5年，5大发电企业煤炭规划产能将年均增长近30%，煤炭自给率由现在的20%提高至40%。与此同时，我国最大的煤炭企业神华集团也充分发挥“煤电路港航”五位一体的优势，加快了电力板块的扩张步伐。

    “煤电一体化”降低了发电企业的经营成本，但是也引发了业界的争论。范必认为，鼓励煤电联营的目的是，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。煤电联营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。煤电联营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。

    受访专家认为，用这种办法解决矛盾效果有限，从长远看是“回避矛盾的做法”。华能集团副总经理寇伟认为，“煤电一体化”是电力企业的无奈选择，电力与煤炭两个行业“你中有我，我中有你”，但如果破坏了工业体系的专业化，容易导致低水平的非集约化经营。采访中，多位地方电力企业负责人表示，社会有分工，煤炭、电力都是大行业，对国家而言，煤炭、电力手心手背都是肉，做好了是“拉长产业链”，处理不好就是“大而全、小而全”。

    更进一步看，在发电企业资产负债率已经很高的情况下，再投资开采煤矿，无疑使资金面更加紧张，如果资金链断裂，无疑会对国民经济造成不良影响。神华集团副总经理王品刚指出，从专业分工来讲，“煤电一体化”不符合经济规律，与神华集团以资本为纽带的融合不同，有的电厂新建煤矿后，吨煤成本比同规模的煤炭高出近1倍。

    国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强更是认为，这与电力体制改革提出的“主辅分离”相背离，偏离了市场化改革的方向。2002年启动的电力体制改革提出，把电力的发、输、配、售分开经营，实行主辅分离，此举是在老的辅业没有充分剥离的同时，又添了新的辅业。在接受本刊采访时，林伯强认为“这是对既定改革路径的延长和扭曲”。

    除了“煤电一体化”举措外，为了缓解煤电矛盾，有关方面曾提出过多项建议。范必认为，虽然有积极的一面，但其局限性也都十分明显。例如限制电煤价格。2008年，国家出台了电煤价格临时干预措施。从历史上看，市场经济条件下政府对商品下达限价令后，厂商可以停止供货、以次充好，也可以转入地下交易，限价令一般无法达到预期效果。这些情况在实施电煤价格临时干预措施时都曾遇到过。

    再如推行电煤长期交易合同。对大宗资源性产品交易来说，签订长期合同比较经济合理，也是国际通行做法。但由于我国煤炭市场、电力市场既不成熟，也不规范，短期合同都难以成立，长期合同更不可能谈成。加上铁路运输制约和地方政府干预，长期合同即使谈成了，在履约上也存在很大困难。

    国家电监会调查发现，受资源运力限制，目前全国重点电煤合同兑现率不到50%，煤质下降和各种掺杂使假现象严重。

    诸多举措中，扩大煤炭进口也被寄予厚望。但范必分析认为，目前，国际煤炭市场到岸价格低于国内市场价格，进口煤炭比重有所提高，一定程度上可以缓解国内煤电矛盾。但国际市场供应能力有限，价格亦会因需求增加而上扬。今后一段时期间，加大进口的同时，电厂用煤主要还得依靠国内解决。

谁在助推煤价上涨？

    当前的电煤价格、上网电价、销售电价到底是高还是低？范必认为，由于煤矿、电厂、电网、用户从各自的角度出发，各方难以达成共识，也就无法制定行政调价方案。“需要跳出现行价格体系的局限，从煤、电、运产业链整体以及政府行为的角度，对形成矛盾的机理进行考察”。

    而且，“现在用‘市场煤’来表述已经不够准确了”，范必认为，现在煤炭价格大幅上涨，既有双轨制的因素，也有地方政府的推手。

    首先，放开的“市场煤”市场机制不完善推动了煤炭价格虚高。从1993年开始，国家逐步放开了煤炭价格，但至今为止，电煤交易仍被分割为行政办法规定的重点订货合同交易和市场采购两个完全不同的市场，没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则。通过每年一度的全国煤炭订货会签订年度合同。这是依稀可见的计划经济条件下的订货模式。

    近年来，煤炭订货会改称重点煤炭产运需衔接会，基本上由国家提出框架性意见，要求企业自主订货、行业协会汇总。每次产运需衔接会实际上变成了煤电两大阵营的集中博弈会，煤电双方各自联手、唇枪舌剑，很少能顺利达成共识。当矛盾积累到一定程度后，由政府出面协调确定交易价格。煤炭订货会从开始的有价有量，到有量无价，到近年的无价无量，作用已十分有限，合同履约率也逐年降低。

    进入新世纪以来，电煤产量与火电装机同步增长，在实物量上是平衡的，但在电煤市场“双轨制”下，价格信号处于失真状态，一些企业和个人利用重点合同价与市场价的价差倒买倒卖，各种中间环节层层加价，产、运、供、需衔接屡屡陷入困境。加上电煤是一种价格弹性较小的大宗商品，市场一旦出现供给不足的信号，就会导致煤炭价格一涨再涨，电力企业只能让煤价牵着鼻子走。

    其次，电煤物流中间环节多也成为煤炭加价的重要因素。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。

    范必表示，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，某些铁路职工经营的“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。

    再者，地方政府部门为获取资源收益，开征的各种名目收费也推动了电煤价格上涨。电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费名目繁多，占煤价的比重越来越高，对出省煤炭更是如此。

    以山西为例，煤炭企业每生产一吨煤，除按国家规定向税务部门缴纳20元左右的能源可持续发展基金外，还要缴纳统配矿管理费、地方煤矿维简费、中小学危房改造资金、林业建设基金等收费；对铁路运输和公路外运的煤炭收取每吨煤炭价格2.5%的运销服务费；通过公路运输的，向煤矿收取1.5%的管理费；通过火车运输的，向煤矿收取4%的代销费（3%的管理费和1%的损耗费）。煤炭出省还要另外征收“出省费”。

    即使在产煤省，各市县的收费项目和金额也没有统一标准，煤价高企时政府收费收入就多；煤价降低时，政府收费收入有所减少。现在，地方政府已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，去年以来，甚至一些地方出台了“限产保价”措施，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。在煤炭定价放开的情况下，这些费用只会被煤炭企业转嫁给发电企业。