煤电分歧的根源在于基础制度不健全

　煤炭、电力都是关系国计民生的基础产业，同属于一个产业链的上、下游，二者唇齿相依。但进入2009年，煤电企业之间围绕价格的“争执”、“顶牛”却愈演愈烈，引起社会各界的关注。对此，有关专家分析指出――煤电分歧的根源在于基础制度不健全。

　　在2009年跨省区煤炭产运需衔接中，中国华能、中国大唐、中国华电、中国国电、中国电力投资等五大发电集团公司与部分煤炭企业由于价格分歧，未签订合同。后经协调大多数企业实行了预付款，保证了煤炭正常发运和供应。尽管如此，部分电煤购销量长期无明确价格，已使煤矿无法开具销售发票，无法正常核算和纳税。由于涉及到资金和结算等问题，解决煤炭企业和五大发电集团之间在2009年重点电煤价格上的分歧，就又再一次被提到议事日程上来，近期关于国家主管部门可能采取价格干预措施的传闻也越来越多。

　　对电煤实行价格干预难保社会公平

　　中国煤炭市场网首席评论员李学刚认为，应正确认识目前的煤电分歧，不应将企业之争放大为行业之争。从目前情况看，2009年重点电煤衔接工作，除五大发电集团外的其他电力企业已经基本上与煤炭企业达成了价格协议，并且签订了包含量、质、价的煤炭购销合同。从五大发电集团对煤炭行业的影响来看，2008年，五大发电集团签订的重点电煤合同量约为3.2亿吨，占当年重点电煤合同总量的54%左右，占当年全社会电煤消费总量的23%左右，占当年全国原煤总产量的11.5%。

　　李学刚指出，对关联度较高的上下游行业中的上游行业产品进行价格干预，将给下游行业带来损益，并进一步导致社会发展环境的不公平。具体到煤炭和电力行业来看，干预政策首先对非主流火电生产企业有失公平。“多年来国内一些地方性火（热）电厂的煤炭消费一直没有被国家主管部门列入重点煤炭产需衔接的框架范围，游离于国家的电煤保护政策之外，他们的电煤消费完全靠市场采购，价格也一直随行就市，如果国家主管部门只是干预重点电煤价格，对他们来说显然有失公平。”

　　其次，干预政策对非电力的煤炭消费企业也有失公平。“如果只对发电用煤价格进行干预或限制，那么在当前金融危机冲击下，占煤炭消费总量另外一半的其他重点耗煤行业（如冶金、建材、化肥等）的生存和发展也明显遭遇困境之时，对他们的用煤价格则完全由市场调节，显然也是不公平的”，李学刚说道。

　　另外，客观地说，往往煤炭产量大的省份，都是经济发展相对落后地区，电力消费相对较少。因此，干预政策对主要煤炭生产地区的地方政府同样有失公平。“如果通过干预煤炭价格来维持较低电价水平，则会存在生产煤炭的地区为不生产煤炭地区经济发展做贡献，煤炭生产量大的地区为生产量小的地区经济发展做贡献的嫌疑。”

　　对于煤炭价格上涨的趋势，李学刚分析，2009年，煤炭产品的增值税率由13%提高到了17%，煤炭企业的产销成本也随之增加了4%，煤炭价格上涨有其必然性。而且，国家和地方政府已经出台和即将出台的一系列针对煤炭生产的税费政策也进一步加重了煤炭企业的负担。“煤炭产销成本的增加，必然会推动销售价格的上涨。”

　　电煤价格改革不能开“倒车”

　　 煤炭、电力都是关系国计民生的基础产业，同属于一个产业链上的上、下游相关行业，二者存在着唇齿相依的关系。我国发电机组中约70%为燃煤机组，燃料成本占发电成本的50%左右，煤炭价格变化对发电企业经营运行状况影响巨大。据记者查阅的资料显示，我国煤炭价格市场化改革起步较早。 1992~1994年，国家分3年逐步放开了煤炭价格。1996~2000年间，为解决煤、电价格纠纷，维持煤炭、电力行业的正常生产和经营秩序，国家对发电用煤价格实行了政府指导价，在每年煤炭订货会上发布下一年度电煤指导价政策。2001年，国家取消了电煤指导价，在每年的煤炭订货会上仍发布一个参考性的协调价格。但当煤价变化幅度较大时，煤、电纠纷时有发生。

　　为缓解煤、电价格矛盾，2004年，国家出台了煤电价格联动机制，即当煤炭价格上涨超过一定幅度时，在电力企业适当消化涨价因素前提下，相应提高发电企业上网电价和电网销售电价。几年来的实践已证明，这一措施对保证煤、电企业正常的生产经营秩序，乃至整个国民经济的持续稳定运行起到了至关重要的作用。实际上，上世纪80年代，煤、电价格均实行政府管制的情况下，曾推行过“燃运加价”政策。即煤炭、运输价格调整造成的电力企业的增支，通过提高电力价格疏导出去。“煤电联动”与“燃运加价”本质上是一致的。目前，尚未完成电力市场化改革的国家，如日本也同样实行所谓的“燃料费调整制度”，亦即电价随燃料价格变动相应调整的浮动机制。

　　2008年12月3日国家发展改革委《关于做好2009年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》中明确指出：“煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制；当市场价格出现剧烈波动等异常状态时，国家将依法采取必要的措施。”

　　近年来，煤炭企业逐步理顺电煤价格，实现了全国除五大发电集团外的电煤价格市场化，基本形成了以市场供求关系为主导、反映资源稀缺程度、环境治理和煤矿安全成本的价格发现机制。李学刚提出，煤炭价格的市场化改革有力地促进了煤炭工业的健康发展，取得了显著的成效。煤炭供应保障能力得到增强；市场配置资源的作用得到了有效发挥。如果对重点电煤价格进行干预，意味着将再次形成新的电煤价格“双轨制”，政府的公信力将受到质疑。

　　煤电双方应减少对政府的依赖

　　从发达国家“煤电联营”的实践来看，尽管各国组织形式、经营形式各异，但共同的特点是煤炭、发电企业的市场化程度较高，具有合理的电价和电力市场交易机制，电价、煤价的联动机制成熟、有效。与此相对比，目前我国煤、电市场发育不成熟，市场体系不健全，这成为导致煤电价格矛盾的深层次原因。

　　价格机制充分发挥作用有赖于市场体系的完备，包括有效竞争的市场结构、产权清晰的企业法人治理结构以及现代企业制度的建立、规范的政府监管职能和良好的社会信用体系以及健全的法制基础等。在价格研究专家看来，就我国目前电力市场发育程度看，即使建立了竞争性电力市场，也并不意味着就可以放开电价。在煤、电竞争市场体系尚不健全、完善的条件下，盲目放开电价，将造成煤电连番涨价，最终将损害下游用电企业和居民的利益,导致消费者福利水平的下降与社会福利的损失。

　　在目前条件下，建立政府调控下的煤电价格联动机制是适应体制变革、化解煤电价格矛盾的有效途径。从未来发展来看，可以预见，政府将减少直接干预，煤、电双方对政府的依赖也将减少。据相关人士透露，未来相关机构每年只对新增发电或其他新增用煤召开小规模的产销衔接会议。同时，在煤、电双方供货合同中，长期交易合同将被逐步引入并推行，如实行差价合同等，以规避市场风险，更好地发挥价格信号的引导作用，进而达到优化资源配置和促进结构调整的目的。为了避免煤价过度上涨或者下跌导致电价大起大落，在现有煤电价格联动机制基础上，将设置联动机制缓冲区间。如根据物价水平和用户承受能力，设置销售电价最高涨幅上限及煤价临时干预措施的启动条件等，防止煤价过度上涨，并在煤价涨幅较高时，使用户、煤炭和电力企业共同负担，将煤电价格控制在可承受范围内。

　　长远看，解决煤电矛盾，深化电价改革的根本途径是建立健全完善的市场体系。电价改革要根据电力市场建设加快电价市场化改革进程，使得终端电价真实反映一次能源的稀缺程度。

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　　我国煤电联营的现状

　　到20世纪80年代中期，我国才首次提出“开发煤田，建设大型坑口电站，变输煤为输电”的“煤电联营”政策。但由于经济、技术、体制等原因，到90年代才开始试点实行。

　　到目前为止，我国已经有多家煤电企业进行合作，标志着“煤电联营”在市场经济的促动下，已经打破行业壁垒，相互渗透。如华能与中煤能源集团达成协议，联合开发煤矿，并签订了中长期购销煤协议；中电与河南平顶山煤业集团签订了《平顶山第二发电厂490万kw机组项目合资框架协议》；华电集团与宁夏煤业集团签署了合作协议，将参与宁东能源重化工基地内煤矿的开发建设；华能和神华集团公司之间签署了长期战略合作框架协议等。

　　当前，我国煤电联营出现了多种模式，主要为：神华模式，即煤炭企业控股和建设电站并举；山西焦煤模式，即煤炭企业兴建电站；鲁能模式，即电力企业兴办煤矿；伊敏模式，即煤电合一、统一经营，电力集团集中控股；淮南模式，煤电企业合作新建煤矿或电站等。

　　我国煤电联营现存的问题与不足

　　（一）煤炭和电力行业技术水平差距明显。

　　电力行业已经采用了先进的科学技术和机组设备，属于技术密集型产业。而我国大多数国有重点煤矿并没有摆脱低层次、粗放型的经营局面。

　　（二）联营过程中诸多的经济利益纠葛。

　　中国的大型电力公司仍然属于国资委管理，煤炭企业则主要是地方国有企业，在体制上如何理顺仍然比较困难。

　　（三）铁路运输瓶颈制约。

　　铁路运输部门的独家经营不仅大大限制了自身的进步，而且也满足不了其他产业的发展。对于煤电联营的企业来讲，如果夹在中间的铁路运输环节问题不能很好地解决，就必将成为煤电联营健康发展的障碍。

　　（四）煤炭行业尚未形成一个产业链。

　　煤炭发展受到前苏联专业化模式的影响，与其他产业关系被割裂开来，形成电力就是电力，交通就是交通，煤炭的产业链无法延伸。而这种固有思想与模式的改变也需要较长的时间。

来源：中国经济导报