中国煤电市场化的改革图景

张锐

以市场化为取向的改革路径总在人们的祈盼中向前延伸着。伴随着自2013年元旦开始管理层取消对合同电煤价格涨幅和市场交易电煤最高限价的规定，实施近20年之久的电煤价格“双轨制”随后走向终结，同时更具“纠偏”意义的煤电联动机制即将启动，电力市场化改革的大门由此洞然打开。

市场性颠覆

借助于中国经济的持续扩张以及城市化脚步不断加快的强大动力，中国煤炭价格自2000年起演绎了长达10年的续升浪潮。资料显示，在号称煤炭市场的“黄金十年”中，国内煤炭价格上涨幅度约554%，即使在全球金融危机和欧债危机肆虐与蔓延的四年时间中，由于受到美联储“量化宽松”政策和国内4万亿财政投资的刺激，煤炭价格也是居高不下。正是在煤炭也疯狂的背景下，出于稀释以往三年中煤炭价格的连续上涨从而增大发电企业成本并诱发通货膨胀的压力，国家发改委于2011年底出台《关于加强发电用煤价格调控的通知》，明确要求2012年电煤合同价格上涨幅度不得超过5%，5500大卡的电煤平仓价最高不得超过每吨800元。这种突击式的政策安排当时被许多市场人士解读为煤炭市场化进程的倒退。

然而，计划赶不上变化。伴随着国内经济增幅在2012年的显著萎缩，煤炭市场供不应求的生态被强力改写，供过于求的市场脉象清晰可见。据中国煤炭工业协会的统计数据，2012年全年，全国煤炭产量突破37亿吨，同比增长5.1%；相比于供给，2012年全国煤炭消费总量约为38亿吨，增幅同比降低5.6个百分点。显然，如果仅仅从国内煤炭产需层面观察就很容易得出供不应求的结论，但必须注意到，除了煤炭的自我供给之外，还有另一个强大的供给力量——进口供给。

由于发达经济体复苏力度较弱，加之新兴市场国家经济增速的减缓，以及美国页岩气开发加速并减少煤炭使用量等因素影响，2012年全球煤炭需求持续萎靡；与此同时，澳大利亚、印尼等国家煤炭供应能力均有不同程度增加，煤炭出口也随之上升，而中国则再次扮演了全球最大煤炭进口国的角色。据中国煤炭运销协会的数据显示，2012年我国累计净进口煤炭量达到2.7亿吨，因此，如果加上国内自有的煤炭产量，2012年我国煤炭有效供给量可达39.65亿吨，相比于需求超出1.9亿吨。与供求市场生态相匹配，2012年全社会煤炭库存量约为3亿吨，其中，煤炭企业存煤约1. 1亿吨，市场去库存的压力不可小觑。

煤炭价格及时地反应了市场的供求结构。据国家发改委发布的数据显示，2012年，环渤海地区港口发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格报收维持在640元/吨左右，与去年同期相比下降了205元/吨，同期秦皇岛港发热量5500大卡市场动力煤价格为635～645元/吨，比年初下降165元/吨，同比下降215元/吨。值得关注的是，两地目前的电煤合同价为600元/吨，现货价640元，合同煤价与市场煤价已经相差无几。在这种情况下，原先设定的5%涨幅和800元的两道红线形同虚设，相应地，管理层对于煤炭价格的临时干预不得不自生自灭。

电煤价格并轨

电煤价格临时干预措施的取消所产生的积极意义并不只停留在政府在价格管制力度的放松之上，随之而来的所牵引出的是已经运行了近20年之久的煤炭价格“双轨制”的终结。出于稳定电价进而稳定物价的目的，我国在1993年进行了煤炭价格部分市场化的改革，从而形成了“计划煤”和“市场煤”并存的价格“双轨制”。“计划煤”又称重点合同煤，一般是每年年初煤炭企业和电力企业签订合同，锁定一年的供应量，同时铁路部门承担该部分煤炭的运力，每年国内重点合同量大致在10亿吨左右；而“市场煤”是指电力企业从市场采购的电煤，价格随行就市。资料显示，煤炭供应紧张的高峰时期，“市场煤”价格往往比“合同煤”价格高出200元。

无疑，“双轨制”一定程度上发挥了“双轨”的作用：一方面，电煤的部分市场化使煤炭企业获得了谋求自身利益的商业空间，而且在煤炭总体供给偏紧的行情中，煤炭企业完全可以通过自己占据优势的话语权获取更多的商业博弈筹码，从而使得国内煤炭企业在过去10年中实现了快速的扩张和强身。一个可以说明问题的数据是，2000年国内煤炭行业尚处于全行业亏损状态，但10年之后却转为实现盈利4342亿元。另一方面，“计划煤”使得电力企业以低成本获得了稳定的燃料供应，从而确保了电价的稳定进而相对锁定了企业和居民的生产与生活成本。然而，这种逆市场的行政措施却在制造市场不公平的同时也极大地扭曲了市场本身所固有的调节机制。

电煤生产企业可以说是“双轨制”的最大牺牲者。以煤炭供应最为吃紧的年份为例，由于市场价和合同价之间的差价达到每吨200元，如果销售500万吨的重点合同煤，电煤企业要损失数亿元。从这一意义而言，“计划煤”实际是对煤炭企业利益的强制性剥夺和转移，并扼制了煤炭价格市场化改革的动力与生机。重要的是，由于政府对电价的管制，加之在“计划煤”并不能满足发电企业需求的市场常态下，电企必须购买高价的“市场煤”，从而使得电力企业的盈利空间受到极大挤压。正是如此，电煤价格“双轨制”推行以来，发电企业的用煤成本虽然得到了一定程度控制，但同样未能逃脱年年亏损的厄运，其中中国华电集团等国家五大发电龙头企业到目前为止火电仍有每千瓦时2-3分的历史欠账，并且从2008年到2012年的五年中共计亏损1051亿元。一方面是电煤企业因利润的被剥夺而愤愤不平，另一方面是电力企业因亏损而叫苦连天，“双轨制”可以说是两边不讨好，煤电矛盾也在这种特殊的制度环境中越积越深。

不仅如此，电煤价格“双轨制”还引致了寻租与腐败的丛生。由于重点合同煤与铁路运力计划挂钩、地方政府对电煤产量具有下达计划指标的权利，同时国家发改委还可以对电煤价格进行强制干预，如此种种不仅是一种“计划经济”的病态回归，而且由于稀缺资源集中于政府少数部门或者少数人手中，权利的寻租以及市场的扭曲就必然发生。

幸运地是，市场已经充分注意到，在终止了对电煤价格的临时干预措施之后，国务院办公厅发布了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，明确宣布将取消电煤价格双轨制，按照《指导意见》，原有的市场煤合同将转为中长期合同，同时电煤重点合同也将被中长期合同取代，中长期合同由煤电企业协商确定，政府不再设置前置性基础价格，中长期合同期限在两年以上。“计划煤”与“市场煤”有望完全接轨。

客观地观察，电煤价格并轨抓住了时下难得的历史机遇期。与以往担心在煤炭价格较高的时候推行价格并轨会导致电力价格出现较高涨幅、从而推高PPI和CPI以致增加企业和消费者的生产与生活成本完全不同，目前随着煤炭市场的疲软尤其是煤炭价格的走低，煤炭市场价和重点合同价已然趋同，发电企业受到的冲击较小，而且电力供应相对宽松，此时，国家推进电煤价格并轨的压力自然就小，改革的步伐也就更容易软着陆。

打开煤电联动之门

从制度创新的意义而言，电煤价格并轨的功效只逗留于煤炭行业内部，即解决了“计划煤”和“市场煤”的矛盾，但并没有缓释“市场煤”与“计划电”的冲突。特别是电煤市场化之后，在政府依然对电价实施管制的情况下，由于与煤炭价格占火电发电成本的70%至80%，因此发电企业更为担心的是未来煤炭价格的上涨会进一步推高电企的运营成本，从而使自己陷入更严重亏损的窘境，正是如此，电力企业尤其是火电企业成为了电煤价格并轨的坚决反对者，同时也是实施煤电联动的强烈呼吁者。

应当说，煤电联动作为一种顶层设计成果我们并不陌生。早在2004年底，国家发改委就正式建立了煤电联动机制，其核心内容是，电价联动原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，则将相应调整电价。其中，电力企业自行消化30%的上涨成本。但是，由于执行不到位以及时间滞后且调整幅度不到位，先后执行了两次的煤电联动不仅无果而终，而且出现了煤价和电价齐涨的现象，正是如此，尽管后来因电煤价格上涨从而多次满足联动条件，但始终未开启煤电联动。

不过，改革的脚步一旦迈出就不会轻易缩回。在推动电煤价格并轨的基础上，国务院在《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中明确敲定了煤电联动的新机制与新方案。按照新的政策设计，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消化煤价波动的比例由30%调整为10%。很显然，虽然电价的调整周期相比原先设计方案延长了半年，电价联动似乎有些滞后，但管理层已经将电力企业自我消化煤价上涨成本的比例大大砍削了20个百分点，其对电企的呵护力度显著增强。在这种情况下，更具实质性意义的电力市场化就可轻装上阵。

未来煤炭价格的走势直接决定着煤电联动后的改革成效，因为任何市场化改革都不应该向消费者转移成本或令其利益直接受损，质言之，如果未来因为煤炭价格上涨最终引发电力价格的轮番上涨，这种由消费者埋单的结果就有违改革的初衷。动态地分析，我国目前正处于工业化进程中，而且城市化进程将显著加快，刚性的能源需求压力和以煤为主的能源消费结构，决定了中长期里对煤炭仍然存在着较为强烈的需求，煤炭价格还具备一定的上升空间。据国际能源机构（IEA）的最新报告预计，中国煤炭消耗量到2014年将占全球煤炭需求量的50%以上，而且到2017年中国将一直是主要的煤炭消费国；不过，IEA特别指出，随着中国经济的再平衡，中国煤炭需求增长将放缓，特别是在国内生产总值增长基本保持稳定的情况下，预计中国煤炭需求增速将远低于过去10年的平均水平。除了经济增速的放缓和趋稳总体上约束了对煤炭的需求之外，出于谋求经济模式的转换，中国政府已经对国际社会做出“到2020年单位GDP的二氧化碳排放比2005下降40%～45%”的郑重承诺，相应地使用煤炭的高耗能产能将受到强力抑制甚至淘汰。在这种背景下，即使煤炭价格在刚性需求力量的拉动下存在着上涨的冲动，但其脉冲的空间也会受到极大的制约。

必须强调，未来全球对于煤炭消耗量的弱化从而保证中国煤炭进口的需求也可以成为稀释国内煤价上涨的一股力量。据国际能源机构的研究报告，过去十年，经合组织成员国在全球煤炭消费中的比重从47%降到 29%，其中2012年经合组织煤炭消费量下降了1.1%，降幅是历史平均水平（-0.2%）的5倍。虽然今后五年全球煤炭消耗量仍每年将增长2.6%，但明显低于本世纪前10年4.3%的增速。在其他经济体煤炭需求量减弱的情况下，中国煤炭需求的进口将得到充分的保证，并从供给的角度抑制煤炭价格的上行空间。

显然，煤电联动之后因煤价上涨从而驱动电价上涨的未来因素并不十分强大。退一步而言，即便是受到国际大宗商品资源价格提升以及国内CPI扬升等因素的作用煤炭价格会出现周期性上扬，但管理层依然可以通过调控措施予以平抑。一方面政府可加快煤炭储备机制建构，运用存量能源和动态储备管理及时调控市场，另一方面可以借鉴石油行业征收特别收益金（即“暴利税”）的办法来抑制涨价冲动。与此同时，政策导向还可以加大国外资本和民营资本参与电力投资的力度，通过塑造和培植新的市场竞争主体来平抑电力垄断力量的涨价冲动。

我们需要强调的是，与煤电联动后对煤价上涨的担忧相比，煤电联动机制重启所需要构建的基础性技术系统更应值得关注和重视，尤其是目前必须加快形成百分之百煤炭价格的指数。资料显示，目前我国煤炭价格指数有环渤海动力煤指数和中国动力煤价格指数，但两者都不能反映国内实际到厂电煤的价格情况。如果没有一个统一权威的、客观反映国内实际煤炭价格的权威指数，煤电联动就会失去最起码的参照，市场也将不扰自乱。

还值得特别关注的是，在煤电联动框架机制中，电价还只是随着煤价作着被动的调整，也就是说，电力企业只是根据成本变动但未能根据市场供需变化因素而充分调整价格，相应地电煤市场的改革依然处于不彻底状态之中。这也就意味着，完全依赖煤电联动机制还并不能准确反应能源资源的价值。因此，理顺电力体制和塑造出竞争性的电力市场从而实现电价市场化将是未来改革进程中更为激荡的动感地带。

（作者单位：广东技术师范学院天河学院）