吴疆：火电亏损、电煤供应与能源安全

　　2008年以来，中国火电企业经济效益普遍下降，第一季度五大发电集团4家亏损，电力上市公司纷纷发出亏损预警，同时煤价持续高企，电煤库存濒临警戒线，引起各界人士广泛关注。

　　一、火电企业亏损的原因分析：

　　1、现阶段中国火电企业亏损的直接原因是电煤成本上涨。

　　2008年第1季度五大发电集团在发电量上升21%的背景下，单位发电成本增长速度却达到近年最快的8%，其中占发电成本比重66.19%的燃料费用增长速度也最快，达到42%。在发电煤耗不断下降，机组结构“上大压小”逐步改善的背景下，燃料费的大幅增长无疑来自电煤价格的上涨。2007年至今，全国电煤价格平均上涨80元/吨，涨幅远远超过10%，而且没有明显的缓解迹象；同时从2000年到2007年，全国原煤平均发热量下降了10.7%，进一步推高了火电企业的电煤成本。

　　与以往不同的是，近期电煤价格上涨还带有新的特点：一是排除市场因素，煤炭生产环节人力福利、设备原料、安全环保等方面的成本存在部分刚性增加，包括煤炭可持续发展基金、煤矿转产发展基金、矿山环境治理恢复保证金、资源补偿费、探矿权和采矿权价款、安全费用提取等，这些已经出台或正在酝酿出台的政策如果全部落实将增加成本大约50元/吨，可以看作是对过去几年不合理低价的补偿；二是在这些正常的成本增长以外，受资源、运力及国际比价等影响，电煤市场已经打破以往一、四季度紧张，二、三季度缓和的周期规律，电煤价格呈现持续、单向上涨的显著趋势，火电企业解困无期。

　　财务费用上涨不是现阶段中国火电企业经济效益下降的直接原因。从一般的企业经营逻辑上看，如果排除抢占市场的战略因素，正是由于近年来燃料费成本得不到充分补偿，火电主营业务的经济效益不断下降，才促使火电企业一方面不断扩大装机规模，薄利多销，一方面多方开辟新的业务领域，弥补主业。因此财务费用上涨从某种角度其实可以理解为电煤成本上涨的一个结果。

　　2、现阶段中国火电企业亏损的间接原因是成本传导不畅。

　　从企业自身看，厂网分开以来，随着发电环节多元竞争格局的初步形成，中国火电企业在降低成本方面已经做出了巨大的努力。“十五”期间，中国火电工程单位造价总体呈下降趋势，单位概算下降约20%，单位决算下降约25%。第二次煤电联动至今将近2年，虽然电煤价格上涨幅度早已经达到界限，但由于CPI指数上涨等各种因素致使第三次“煤电联动”始终没有启动，火电企业通过内部挖潜而单方承受了巨大的经济压力，但也给中国电力安全供给以及电力行业持续发展埋下了隐患。

　　从产业链条看，中国火电企业90%以上是国有企业，50%以上属于央企，满足电力供需平衡甚至不计成本发电是其社会责任，因此在与上游企业的谈判中处于不利地位，无力拒绝电煤价格上涨。在现阶段多家发电企业竞价上网、电网企业独家收购的市场格局中，火电企业的成本难以传导给下游企业；而且中国电网企业基本建设长期滞后，消化购电成本上涨的潜力也比较有限。在目前销售电价管制、通货膨胀持续的情况下，火电企业的成本更难以转嫁给终端消费者；即使对于部分高耗能企业执行了差别电价政策，其价差收益也主要由地方政府用于本地相关事业而不会补贴给上游的火电企业。

　　3、现阶段中国火电企业亏损的根本原因是资源市场竞争。

　　曾有学者将煤/电矛盾概括为“计划电”VS“市场煤”，其实在复杂的煤/电市场体系中，在中国经济日益全球化的大背景下，在中国大部分行业已经取消严格的价格管制而仅仅销售电价被严格人为锁定的特定历史阶段，“计划电”的竞争对手远远不止“市场煤”，竞争优势非常少并且将越来越少，中国火电企业的经济效益或将进一步下降。

　　(1)从国际竞争看，中国火电企业在一定程度上是在与世界争煤。由于欧洲国家以煤炭替代油气以及中、印、日等亚太国家对煤炭需求增加等因素，近来国际煤价涨幅一浪高过一浪，与石油一样走入价格加速上升通道。如果用标准煤热量折算，目前130美元/桶的油价相当于455美元/吨的煤价，国内煤价目前才每吨600元左右人民币；而按同等发热量折算，目前澳大利亚、南非的动力煤价格分别较国内高55%、24%左右。虽然2008年中国有望成为煤炭净进口国，但国家对企业实施的煤炭出口配额以及限制煤炭出口的政策措施仍将面临极大考验，由于上述国内/国际巨大价格差异，煤炭企业必然千方百计增加出口；而越南、印尼煤炭价格的攀升，使中国煤炭进口的动力也将受到一定程度的抑制，原来海外采购的火电企业有可能转回国内采购，更增加国内电煤竞争的激烈程度。

　　(2)从行业竞争看，“计划电”不仅在与“市场煤”竞争，而且还在与“市场冶金”、“市场建材”、“市场化工”竞争。虽然中国火电一直高速增长，但钢铁、冶金、水泥等高能耗企业，不仅增长速度毫不逊色，而且其下游产品并没有销售电价这样严格的价格管制，对于煤炭价格上涨的承受能力远远高于火电企业，市场竞争优势显著。从2008年5月1日起，山西焦炭企业涨价200元/吨，而2008年以来焦炭价格已累计上调了500元至600元/吨，这从侧面印证了焦煤价格显然比电煤价格存在更大的上涨空间。国内/国际煤炭价格的巨大落差，更吸引大量资本投资于国内高耗能产业，加剧了竞争的复杂性。因此对于煤炭企业来说，炼焦煤等高价、高增长品种往往处于优先供应地位，火电所需的大量动力煤仅仅是贫瘦煤的最后保底去向而已，从经济理性出发，煤炭企业往往并不愿意与火电企业签定煤电供货合同，即使签定通常也保量不保价或者拖延交付意图加价。

　　(3)从历史性因素看，现阶段集约化程度相对较高的火电企业虽然拥有较高的生产效率与社会效益，但在市场营销中却并不占有竞争优势。现阶段中国火电企业中，前5大企业发电量占40%以上，前30大企业发电量占60%以上，非国有企业只占不到10%，央企比例大于50%。而在煤炭生产环节，2006年最大的10家企业产量只占全国的1/4，2007年乡镇煤矿产量占将近40%，神华、中煤两大央企产量只占大约13%，现阶段中国煤炭企业集约化程度较低，非国有资本比例高，中央企业比例低，但却拥有属地优势，获得地方政府支持，而且企业小则营销策略灵活，在上升通道并不必须长期稳定交易关系。在煤炭消费环节，现阶段中国民用燃料的大约70%依然是煤炭，虽然分散直燃的效率低、污染大，但由于初始投资低，生产与消费距离短，这种小煤炉、小锅炉的煤炭消费模式依然在现阶段中国广大欠发达地区特别是农村市场占有竞争优势，在全国煤炭消费中长期占有一定比例，分流走一部分煤炭资源。

　　(4)从结构性因素看，火电企业同样处于不利的竞争地位。空间结构方面，中国煤炭资源分布不均衡，在查明资源储量中，晋陕蒙宁占67%，新甘青、云贵川渝占20%；特别是煤炭生产与消费同样分布不均衡，作为煤炭消费主力地区的华东地区，其煤炭资源储量只有全国的5%，这就形成了西煤东运、北煤南运的格局，地区之间的竞争激烈，增加了市场博弈的复杂性，运力矛盾成为煤/电之间新的竞争因素，电煤价格中运输成本的比例最高可达50%而且全部转嫁到火电企业头上。市场结构方面，当前中国火电企业虽然集约化程度相对较高，但已经形成中央企业、地方国有、股份制的多元化投资结构，企业之间在总体上呈现竞争的态势而缺乏联合竞价的能力；厂网分开之前专门的煤炭采购储运机构逐渐退出市场，目前还缺乏新的具有足够资本实力、专业能力与市场影响力的专业煤炭采购储运机构，如此一来，广大火电企业各自为战，在电煤采购储运方面成本高而效率低。

　　通过以上分析可见，现阶段造成火电企业亏损的矛盾焦点，并不是电煤在总体供需方面的供给不足(少量缺口可以通过增加进口来解决，时段性、局部性的衔接问题也可以通过行政力量暂时解决)，关键在于火电企业对于煤炭的需求在目前市场体系与价格体制中难以得到基本的保障，已经足以威胁到中国能源安全供给，威胁到火电企业可持续发展。这样的困境，已经不是电力行业内部的问题，单纯依靠火电企业自身的改进已经不可能从根本上解决这个问题，必须从保证中国能源安全的高度统筹解决。

　　二、保障电煤供应对于保证中国能源安全的意义：

　　1、保障电煤供应是煤/电两个行业共同的需要。

　　中国水力蕴藏量世界第一，技术可开发量5.4亿千瓦，经济可开发量4亿千瓦，但在资源分布不均、生产与消费距离遥远、运输能力不足等方面与煤炭资源面临同样的困境，而且与煤炭相比，水电建设投资高，周期长，环保以及综合利用要求高，因此长期以来中国水电发展逊色于火电。中国油气资源贫乏，核电发展起步晚、限制多，现阶段国家在经济、技术、政治、军事方面的国际地位也决定了在不可再生资源中，中国只有在火电方面拥有一定发展优势，火电的主导位置不是一个主观上的“问题”而仅仅是一个客观上的“特点”；新兴可再生资源中，目前技术与经济上比较成熟的太阳能、风能在中国的蕴藏量尚属可观，但这类能源形式都存在受自然条件影响较大，不确定性与间歇性较高而可控性较低的特点，需要火电(或者蓄电)等可控性强的能源形式作为支撑。而中国煤炭可供利用的储量位居世界前三位，目前生产与消费均占世界第一位，这些先天的客观情况均决定了火电在中国发电装机结构中将长期占据主导位置，即使按照积极发展核电、大力发展可再生能源的思路，在短期内也难以根本改变。因此，电煤问题将是一个影响中国能源安全的长期战略问题，必须妥善解决。

　　中国能源禀赋的特点是“富煤、贫油、少气”，长期保持“以煤为主”的能源结构，2006年全球煤炭消费比重的平均水平是28%，中国则高达69%；2007年，煤炭在中国一次能源生产结构中的比重则达76%。《国家能源发展战略规划纲要》中明确提出中国能源发展格局是“以煤炭为主体，以电力为中心”，将煤炭列入国家能源规划中关系国计民生的基础性、战略性资源。在中国，煤/电两大行业是唇齿相依的高度依存关系2007年中国电力装机的78%是火电装机，年发电量的83%来自火力发电；而在全国煤炭消费总量中，电煤比例已经达到55%以上，而且有预测认为2020年电煤占全国煤炭消费的比重将进一步提高到66%。因此，保障电煤供应不仅是火电企业正常发电的需要，同时也是煤炭行业持续稳定健康发展的需要，保障电煤供应是煤/电两个行业共同的需要。

　　2、电煤供应需要更高层次的保障。

　　面对焦煤价格的迅猛上涨，2008年以来山西焦化企业已经限产30%，目前山东、河北的焦炭企业也希望通过限产来应对焦煤价格上涨。但电力系统却不具备这样的调整能力，一方面电力需求更加刚性难以任意限制，一方面电力系统是一个普遍联系、快速反应的庞大体系，供给与需求必须瞬时平衡。电煤供应紧张，运输不畅，存储不足或者火电企业资金链断裂造成的机组停机、发电出力不足，都会直接影响电力供需的瞬时平衡，不能满足社会经济需求而形成新型的“电荒”，特别是在遭遇自然灾害，面对事故异常的时候，将影响更大范围的电力安全。

　　从长期看，电煤供应紧张，价高质次不仅会增加火电企业成本，降低盈利能力与扩大再生产能力，而且还将降低行业比较优势，抑制更多投资者的进入意愿，从根本上不利于电力行业持续发展。2007年，五大发电集团平均净资产收益率仅为5.7%(历史最好一年)，不仅远远低于煤炭企业25%以上的平均盈利水平，低于央企整体10%以上的平均水平，甚至低于7.83%的长期贷款利息。2008年第1季度五大发电集团平均资产负债率80%，最高已达84%，目前，部分银行已经开始调查火电项目的信用评级，电力上市公司接二连三的亏损预警也将使越来越多的投资者望而却步。

　　因此，与一般的商品市场不同，电煤供应需要更高层次的保障，电煤的安全保障并不仅仅是简单的供需总量平衡，而是要求大部分火电企业能够“买得到，运得畅，用得好，储得起”。“买得到”就是不仅供需总量平衡，而且煤炭企业愿意出售；“运得畅”就是可以安全及时而且价格合理地运送到发电机组；“用得好”就是所购买的煤电品种、质量符合要求；“储得起”就是火电企业有健康的自我发展机制，有足够的资金购买并合理储备电煤，这样才能从根本上保证电力供应安全。这次由于煤/电矛盾形成的新型“电荒”威胁，从宏观看实际上既不显著缺乏煤炭产能，也不缺乏电力装机，而恰恰是煤炭企业“不愿卖”，火电企业“买不到”，买到之后“运不畅”或“运不起”，质量下降“用不好”，价格太高“储不起”。

　　3、电煤供应是中国社会经济发展长期的深层次课题。

　　虽然目前中国电力装机容量与发电总量均占世界第二位，但人均装机只有大约0.5千瓦，是美国的1/7，日本的1/4；人均发电量只有大约2,500千瓦时，是美国的1/5.5，日本的1/3.5。2007年中国发电装机容量7.1亿千瓦，5年时间实现翻番；2020年，按照人均装机1千瓦预计，装机总量需要15亿千瓦，相当于13年再翻一番。在这样的情景下，按照积极发展核电、大力发展可再生能源的思路，中国水电装机有望从目前的1.45亿千瓦提高到3亿千瓦，核电从不足0.1亿千瓦提高到0.4亿千瓦，再加上风电、太阳能等新兴可再生能源0.4亿千瓦，这样2020年中国火电最保守预计依然需要装机11亿千瓦，容量增加5.5亿千瓦，比重从78%下降到73%。即使届时中国供电煤耗降低到发达国家335克/千瓦的水平(按平均利用小时数5,500测算)，则2020年中国电煤保守预计依然需要20亿吨。如果按照2020年人均发电量翻番测算，对于电煤的需求最保守也将达18亿吨左右。但如果从中国2020年GDP翻两番、能耗翻一番的发展大背景考虑，参照1996到2006的10年间，电能在中国终端能源消费中的比重由12%提高到20%，电力消耗一次能源的比重也从31%提高到43%，随着节能减排科学发展观的落实，中国能源生产与消费中电力的比重还将进一步提高，因此2020年中国人均装机容量与发电量均不可能仅仅翻一番，对于电煤的需求必将大大高于上述保守预测。总之，中国社会经济发展对于电煤的需求是刚性的，而且是长期存在的。

　　煤炭储量是一个随着技术进步不断更新的数据，综合不同时期各方面的资料，中国煤炭可供利用的储量始终位居世界前三位。但中国人口众多，根据测算煤炭资源的人均占有量只有世界人均水平的3/4，美国人均水平的1/4。而且，中国长期以来一直是当今世界煤炭生产与消费的第一大国，煤炭产量与消费量均占世界的1/3以上，按照目前的全球生产能力煤炭资源尚可开采将近200年，但按照中国目前的发展势头，如果在勘探方面没有突破性进展，再过100年左右中国就将提前进入煤炭的枯竭期。因此，虽然中国是煤炭资源大国，但煤炭毕竟是不可再生资源，要立足长远，不能急功近利，要给子孙多留一些、留久一些，在煤炭的生产与消费中应追求综合附加值高一些，同时对于环境生态的负面影响小一些。2006年中国煤炭消费总量中火电占52.6%、建材占14.7%、钢铁占17.3%、化工占5.7%，2007年上述产业的产量增长均高达15%左右；而在很多发达国家，煤炭消费中发电的比例高达80-90%，而资源/能源消耗大、排放多污染大的重化工业已经比例大为降低并且尽量远离本土。随着全球油气资源竞争的日益激烈，能源消费重心正在逐渐向煤炭转移，中国、印度等作为国际能源消费增长的主要动力对于煤炭更加依赖，在此背景下中国煤炭的资源稀缺性将逐渐显现，电煤供应问题应作为一个战略问题尽早提上议事日程。

　　通过以上分析可见，虽然目前电煤供需在数量方面的缺口还并不突出(少量缺口可以通过增加进口来解决，时段性、局部性的衔接问题也可以通过行政力量暂时解决)，但保障电煤供应是煤/电两个行业持续稳定健康发展共同的需要，电煤供应需要更高层次的保障——让大部分火电企业能够“买得到，运得畅，用得好，储得起”；中国社会经济发展长期存在对于电煤的刚性需求，中国煤炭的资源稀缺性问题将比其他国家更早暴露，因此，保障电煤供应并不仅仅是一个阶段性的调控问题，解决好电煤问题将是保证中国能源安全的重要标志。

　　三、保障电煤供应，保证能源安全的有关对策分析：

　　(一)在现有价格体制下，加强行政手段力度。

　　如前所述，目前的煤/电困境来自于以销售电价为标志的价格管制体制与当前国际/国内资源市场竞争格局的矛盾。而冰冻三尺非一日之寒，如果不能下决心理顺资源/能源价格体系，那么唯一的对策只有用更有力的行政手段才能保障电煤供应，保证能源安全。资源/能源市场是普遍联系的复杂市场体系，既然选择了价格管制，就应坚持配套的行政保障手段，煤炭企业下放、煤炭市场放开后，逐渐弱化电煤调控力度，降低全国范围的能源/资源配置力度，是政府责任缺位的表现。

　　1、提高电煤战略地位。明确煤炭行业的重要战略地位，明确电煤作为重要战略物资的性质。

　　在国务院“煤电油运”协调指挥之下，强化国家能源主管部门统筹管理的责任，明确各级政府保证电煤供应的职责。

　　出台规定煤炭企业在执行有关国家政策中的责任，尤其是国有煤炭企业要优先保证电煤供应；铁路、港口等交通运输部门要优先保证电煤运输。

　　建立有关信息的统计、监测、协调制度，及时掌握实际动态，及时向社会公开有关市场信息。

　　2、实施电煤准入制度。火电企业上报电煤计划，政府能源主管部门以行政指令方式向煤炭企业下达电煤供应指标，详细规定价格、数量与交货进度。凡是不能按照进度完成电煤供应任务的煤炭企业，暂时停止其他市场交易活动，违者施以行政处罚。

　　电煤准入制度，依然属于在目前资源/能源价格体系没有理顺背景下的双轨制，在电煤领域实施行政指令，在其他领域保持市场机制。行政指令部分优先于市场部分，不完成计划任务则暂停市场准入；反之只要完成计划任务即可获得自由交易机会，有利于鼓励煤炭企业扩大产能、增加供给。

　　相对于督促执行重点电煤合同的手段，电煤准入制度突出了优先完成电煤计划任务的义务；相对于直接控制煤价上涨的手段，电煤准入制度侧重保证实际交付，而且更有针对性不影响其他煤炭品种的市场定价。

　　3、组建专门储运机构。在现有运力以外，组建专门投资机构建设煤炭运输专用设施，通过公开定价、渠道专用、减少中间环节等降低运输成本。

　　组建专门储备机构，逐步形成较大的煤炭储备量，按照政府的宏观调控政策导向，一方面保障电煤供应，维护市场供应平稳；一方面高抛低吸，平抑市场价格波动。

　　鼓励坑口电站+高压输电组合，变运煤为输电中国煤/电/运三个产业之间，运输是最不相匹配的短板，改革最迟缓，发展最滞后，目前北煤南运的正常输送能力只有9-10亿吨，如果不出现体制性变革短期内运力缺口难以弥补，只能在出现短缺危机时通过行政力量突击，代价巨大。

　　4、财政补贴或减税返税。一是可以对按照进度完成电煤供应任务的煤炭企业进行补贴；二是可以对以市场价格购买电煤的火电企业进行补贴；三是可以在上调火电上网电价的同时对电网企业进行补贴。

　　相比较而言，补贴电网企业在操作上相对简便，而直接补贴煤炭企业或者火电企业都涉及中央与地方的利益划分问题，政策意图有可能难以全面、均衡地落实。

　　补贴资金的来源，应加大对于高耗能产业实施差别电价的力度，同时进一步提高煤炭以及高耗能产品出口的关税；另外对于不承担电煤供应任务的煤炭企业应进一步提高资源税率。

　　减税返税对于缓解企业亏损效果类似，而且似乎更容易操作，但对于政府有一定不利后果：减税返税仅仅是政府“减少收入”，因此企业与社会不会关心其后果；而财政补贴属于政府“增加支出”，政府更加有理由借此机会实施调整出口关税或资源税率、扩大电价差别等一系列措施——宏观调控不应满足于头疼医头、脚疼医脚的短期手段，而应谋求引导社会经济更加健康持续发展的长效措施。

　　(二)不断提高能源生产与消费的集约化。

　　1、能源消费的集约化。保障能源安全，很重要的是控制、影响对于能源的需求。

　　一是控制总量。中国是人均能源/资源比较贫乏的国家，实施节能减排是落实科学发展观的重要举措，控制煤炭消费总量的重要途径就是全面提高能效，抑制重化工业盲目扩展。

　　二是集约消费。在全球化、工业化、城市化和现代化的背景下，大力减少煤炭分散直燃的消费模式，推广集中供热，进一步提高火力发电这种最干净的煤炭消费模式的比重。

　　三是合理配置。稀缺的油气资源主要用于国防、交通等；干净的天然气可以在民用领域分散直燃，发电厂不应再与民争气，煤炭运输矛盾缓解之后应考虑限制LNG电厂；大力发展能效高的热电联产，煤炭主要用于集中发电(热)。

　　近年来中国火电以每年10%以上的速度递增，而原煤产能每年只能以7%-8%的速度增长。但对于电与煤的比例失调加剧，既难以人为限制电力需求，也不应盲目扩大煤炭产能，合理的解决对策应是通过合理配置资源，继续抑制高耗能产业扩张，转而提高火电在煤炭消费中的比重。

　　2、能源生产的集约化。首先是“上大压小”。与发达国家相比，中国煤炭行业整体技术水平较低，特别是中小型煤炭企业，小型矿井生产技术装备水平很低；乡镇煤矿生产工艺落后，浪费资源现象严重。应努力推进组建亿吨级的大型煤炭企业集团，提高大型煤炭企业在全国的比重，这也符合国际上煤炭生产集中化、大型化的趋势。

　　其次是鼓励国有资本进入。目前中国煤炭行业高度分散，非国有资本比重较高，这些非国有资本在完成其历史使命的同时也暴露出很大弊端，不重视安全生产，不注意保护环境，不考虑长远发展，技术设备落后，干扰市场秩序，破坏矿脉资源价值，矿井回采率只有国际水平的1/3，随着煤炭作为国家战略资源的地位逐步明确，应鼓励让更加具有社会责任的国有资本进入。

　　特别是鼓励中央企业进入。中国煤炭资源分布不均，需要跨省市、全国性的大规模资源配置，中央企业受到地方利益的干扰少，对于国家的各项方针政策更加执行有力，同时也具备在更大领域投资经营的经验，大力提高中央企业在煤炭领域的比重，有利于进一步增强国家对煤炭资源和煤炭产能、煤炭市场的控制力，保障中国能源安全供给与合理资源配置。

　　3、能源相关产业融合。如前所述，煤/电问题涉及复杂的市场体系，既涉及国家/地区、国内/国际等不同市场层次，也涉及煤炭、电力、冶金、建材、化工等多个产业，还涉及铁路、公路、水运、港口、仓储等物流系统，在经过多年激烈而低效的博弈之后，打破区域、行业、所有制界限的产业融合成为现阶段很多人的一个共识。

　　第一种模式是以高耗能产品为核心。包括煤炭综合利用的煤-钢，煤-铝，煤-水泥，煤-化等，也包括电力向上述高耗能产品的延伸，但这种模式如果不是真正追求新技术精加工高端产品，往往难免有盲目扩展产能的冲动，而高耗能产业自身的发展前景在落实节能减排科学发展观的背景下存在风险。

　　第二种模式是以满足电力需求为核心。主要向上游形成煤电一体化，电力需求一方面具有一定刚性，市场与政策均有保证，一方面不直接与高耗能产品相关，风险较小。目前国内电力类上市公司的规模大约为煤炭类上市公司的3倍，投资能力更加充沛，融资渠道更加畅通。

　　第三种模式是以物流能力为核心。国内电煤价格中运费的比例最高曾达50%，山西-广州的运输成本甚至高于澳洲-广州，因此这种模式的经济效益可观。但主要困难在于体制、政策方面对于投资的限制，目前比较可行的主要是投资限制相对宽松的港口海运等，而在铁路建设等更加需要投资的领域，目前的体制与政策依然抑制了多元投资的进入。

　　4、能源管制的集约化。中国煤炭和电力行业历来各有各的主管部门，即使煤炭企业下放到地方政府，两者的关系也未改变。条块分割的政府管理体制导致煤炭与电力牢固的行业界限，煤炭企业很难将产业链延伸到电力行业，电力企业也难以涉足煤炭行业，因此，产业融合的同时也呼唤集约化的新型能源管理体制。

　　(三)全力开拓海外资源/能源市场。

　　中国社会经济发展长期存在对于电煤的刚性需求，中国煤炭的资源稀缺性问题将比其他国家更早暴露，因此从国家战略高度全力开拓海外资源/能源市场应成为中国的一项国策。

　　1、限制煤炭出口。

　　在没有找到新的替代能源以前，煤炭也是中国的一种战略资源，现行的煤炭外贸政策，必须考虑到未来国家能源安全、能源接续、能源战略问题，切不可因一时之利与局部之利，而影响未来经济的发展，影响未来国家的能源安全。

　　过于宽松的出口政策，会加剧国内市场竞争，加剧运力争夺，加剧火电企业的电煤困境，还会增加中国资源远期供给的压力，竞相出口、自相压价甚至还会导致中国在国际资源/能源谈判中的被动，2008年中国对日本动力煤出口价格的增幅低于澳大利亚对日本动力煤出口价格的增幅不乏这方面的因素。

　　限制出口的主要手段有加征出口关税，出口资格许可限制，出口数量配额限制等等。随着国际市场的变化，应注意随时灵活调整有关税率、配额等指标，同时打击倒卖配额、寻租腐败等行为，并将政府的关税增收及时合理地回馈到有关产业环节，真正起到税收对于经济的调控作用。

　　2、扩大煤炭进口。

　　在国内煤电供应紧张，运力不足，缺乏稳定保障的情况下，很多电力企业已经走出海外，通过扩大进口保障自身电煤供应。主要形式一是直接进口煤炭，二是收购、入股煤矿，三是投资海洋运输，四是直接进口电力。

　　例如，华能集团收购了澳大利亚蒙托煤矿25.5%的股权；广东省粤电集团在澳大利亚参股纳拉布莱煤矿项目7.5%的股份；等等。

　　而从国家角度，应尽早明确鼓励能源/资源及其产品进口的政策导向，积极参与国际市场，加大战略布局力度，将目前分散的企业行为上升为更加有力的国家意志，形成各个相关政府部门与企业的良性互动，共同服务于国家能源战略需求。

　　3、高耗能产品管制。

　　目前国内低于国际价格的煤炭以及被压制住的电价，等于在补贴中下游企业，如果通过中下游产品大量“借船出海”则相当于变相的煤炭出口。以钢铁为例，国内外钢铁企业假设成本相同，按照目前国内外焦煤差价计算，国内吨钢成本较国际价格低800元左右而这又会反过来刺激钢铁等行业对煤炭、电力的需求，加剧中国煤炭、电力的供应紧张态势。

　　如果国家仅仅通过配额、加征关税等方式限制煤炭出口、限制国内煤价，高耗能产品的出口仍将使国家限制出口、保护资源的目的难以从根本上实现，不但消耗了宝贵的煤炭资源，还使高能耗、高污染环节留在国内增加环境与社会成本。

　　因此，在抑制煤炭出口的同时，也应对钢铁等高耗能产品实施提高出口关税、限制出口配额等措施。2007年4月份以来，国家执行控制钢铁及其制品出口的政策，目前钢铁产品和钢铁制品出口量已经出现回落态势；而国家限制水泥及其制品出口的政策，也开始让水泥产量的增幅趋向回落。

　　(四)理顺资源/能源价格体系。

　　如前所述，以销售电价为标志的价格管制体制与当前国际/国内资源市场竞争格局的矛盾，是目前煤/电困境的核心问题，如果不触及理顺资源/能源价格体系，很多外围政策措施效果都可能被打折扣甚至会加剧深层次矛盾，不可能长期、有效地保障电煤供应、保证国家能源安全。

　　1、现有资源/能源市场体系下，行政措施效果有限。

　　价格管制手段。一是销售电价管制。即使CPI指数高企，其实依然可以调整销售电价，例如分区域(省份)调价，或者不同用电类别或行业类别执行不同调价政策，或仅仅实行部分补偿性调价而让火电企业继续内部消化一部分，还可以宣布暂时性调价日后再恢复。但总体来说，在现有资源/能源市场体系下，任何销售电价的调整都属于被动的联动，虽能暂时缓和火电企业的部分困境，却可能诱发电煤价格上涨更大的压力—2008年的电煤合同价格虽然比上年增加几十元但依然远低于市场煤价的上涨，之所以能“顺利”签约其实也有第三轮煤电联动没有实施的因素，一旦2008下半年销售电价调整，2009年的电煤合同将面临真正残酷的挑战。

　　二是煤炭价格管制。近日山东省政府启动煤炭价格临时干预政策，凡供应省内电厂电煤的省内煤炭生产企业不得随意涨价；今后3个月，负有电煤供应任务的省内煤矿每月总计再追加256万吨电煤计划，所供电煤在6月价格基础上每吨下调10元。但从市场结构看，目前该省政府所能控制的煤炭产能所占比例并不高，对于电煤成本的最终影响有待观察，而且在管制价格与市场价格差距扩大的情况下，不择手段突破管制的利益巨大，管制的成本与风险较高。

　　计划准入手段。一是计划与配额。类似前文所述的电煤准入制度以及煤炭出口配额等，短期效果可能比较直观。但在目前的价格双轨制下，这些都是寻租腐败的温床，而且从机理上，只要企业是多元的、独立的市场主体，计划准入手段的科学性、时效性就根本无法保证。火电企业尤其是大型项目由于依然受到立项、资源、信贷、投产、并网、价格等多重管制，政府机构目前掌握的信息还相对较多，煤炭行业很多环节政府目前已难以控制，不能及时掌握有关信息，实施计划准入管制不容乐观。

　　二是限产与复产。从2007年大面积关停小煤窑，但2008年催促复产，政府缺乏对于煤炭行业的信息把握，实施大范围的准入调控只能陷入被动。而且目前煤炭市场已经具有一定的自我调节能力，小煤窑仓促复产无疑失去又一次上大压小行业整合的机会，政策的翻云覆雨也将进一步催化小煤窑的短期行为。综合大量资料，无法确凿证明目前电煤紧张是供需总量不平衡的直接结果，最直观的因素还是巨大的价格差异使卖方不愿买，没有尽头且无法传导的单向涨价使买方不愿买，小煤窑的仓促复产难以平抑巨大的价格差异。

　　煤/电一体化手段。推动生产集约化是保障能源安全的一个方向，但不是保证电煤供应的绝对手段，煤/电纵向一体化既有优势也有弊端，煤与电的企业数量均以千计，现实中每个企业的市场环境与经营战略千差万别，政府应从市场制度与行业政策方面进行引导，但既不应设置障碍人为条块分割，也不必大包大揽行政撮合，还是应将决策权放归企业。煤与电都是资本密集型产业，涉及中央/地方、企业/行业利益的大规模重组并非轻而易举，需要探索不同产业环节合理的规模经济规律。而且即使煤/电一体化的产业集团，如果电煤管制价格与市场价格的差距大到一定程度，从经济理性出发它依然可能消极对待发电业务而设法直接销售煤炭，或者利用更加强大的垄断影响力不断推动价格上涨。

　　2、价格体制不理顺，将加剧电煤矛盾，威胁能源安全。

　　煤炭是世界上储量最多、分布最广的常规能源，也是目前相对最廉价的能源。近年来，全球范围油气价格大幅上涨，带动全球煤炭需求快速增长，价格逐步攀升。现在看来，国际煤价还远未到顶，与中国受到压制的价格差异将越来越大。因此，中国的煤/电矛盾还将持续存在并不乏进一步恶化的可能。

　　坚持资源/能源要素低价的经济增长模式，对于上游市场最直接的影响就是，人为因素造成电煤紧张。目前电煤协议价格相比市场价每吨至少有100元左右的落差，因此没有行政任务下达的煤矿基本上不供应电煤，而一些电力企业出于成本压力也宁愿以次充好，

　　坚持资源/能源要素低价的经济增长模式，对于下游市场最直接的影响则是，用电量的持续攀升，2007年中国全社会用电量同比增长14.6%，第二产业增长16.1%，其中重工业增长幅度则高达17.6%，在差别电价等一片打压声中比上年增速又提高1.89个百分点；而中长期的后果就是，高耗能产业对于电力需求的反向拉动，不但加剧电煤紧张，更造成大量宝贵战略资源的无谓浪费，2006年，中国每万美元GDP消耗的电量为10508千瓦时，是美国的3.4倍，是日本的4.8倍。

　　3、理顺资源/能源价格体系是保障电煤供应，保证能源安全的治本之策。

　　进一步推进煤炭行业彻底市场化，全面放开煤炭价格取消电煤双轨制；逐步与国际市场接轨，降低高耗能产业的投资价值，减轻实行限制出口政策的压力；鼓励长期合约，建立煤炭期货交易。

　　深化电力体制改革，加快电力市场建设，通过竞争形成上网电价；在考虑合理的独立输配电价之后，将真实价格信号传导给终端消费者；通过调整输配企业收益率进行有限度的销售电价管制。

　　对高耗能产业实行能效准入、能耗总量控制以及差别电价；通过真实反映能源稀缺程度的终端消费价格引导用户端节能，同时在普遍服务制度的基础上形成递增型阶梯电价体系，保障低收入群体基本利益。

　　向煤炭企业征收更高资源税，向煤炭与高耗能产品的出口交易征收更高关税，对于不符合产业政策的高耗能产业执行差别电价，上述财政收入用于补贴农业与低收入群体，用于改善环境促进节能减排。

　　总之，保障电煤供应，保证能源安全是关系中国经济全局的大命题，也是积累多年的难题，短期内政府尚且可以而且有责任通过行政强制手段来保障基本供给，通过从国际市场开源、从生产与消费两个环节节流来创造更好的市场条件，而根本之策依然是通过坚定有力的市场化改革来理顺资源/能源价格体系，厘清政府与市场的边界，改变政府直接配置资源的方式，坚持依法行政、依法监管，尊重客观经济规律，提高中国社会经济发展与改革的可预见性。

作者：吴疆 单位：电监会研究室