煤电纠葛何时休

文 | 本刊记者 李帅

从2008年至今已过去十年，不管是订货会，还是中长期合同，煤炭和电力之间的不协调依旧存在。反思这十年间的问题和经验，或许能让我们更快找到破解煤电纠葛的路径。

“电煤要比年初合同价上涨80元/吨！”

“电煤要比年初合同价至少下降50元/吨！否则明年电力企业将继续亏损。”

2008年12月底，福州，如期而至的2009年煤炭产运需衔接合同汇总会（由“煤炭订货会”改名而来）上，煤炭企业与五大电力企业针锋相对，前后130元/吨的价差成为双方难以跨越的鸿沟。2008年，煤电谈判首次出现了谈崩的局面。

数据显示，2008年火电行业首次出现全行业亏损，利润总额为-392亿元。奇怪的是，2009年的煤炭和电力市场并没有起多大波浪，而是在2009年12月15日，发改委下发《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，终结了“煤炭订货会”，并鼓励签订长期合同。

镜头拉回到2018年的1月11日，国家能源投资集团有限责任公司与大唐、国投、浙能、粤电、江苏国信、上海申能六大电力企业签订三年期电煤中长期合同。中长期合同周期首次从1年延长到3年。

然而，3年期合同的签订却难掩煤电之间的矛盾。刚刚过去的2017年，四大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达60%左右，这相比十年前的全行业亏损却也不遑多让。

十年过去了，不管是订货会，还是中长期合同，煤炭和电力之间的不协调依旧存在。随着煤电之间剧情的不断推进：“市场煤”与“计划电”、煤电联动、煤电联营……怎样才能找到煤电破解纠葛的路径？

迫不得已的限价令

2018年2月4日的一则消息引爆了煤炭和电力行业：秦皇岛港务局召开了关于传达发改委稳定价格的会议，称发改委已对港口、煤炭、电力企业作出销售、采购煤炭不允许超过750元/吨（5500大卡港口下水煤）的指示。

受煤炭供给侧改革影响，煤炭产能置换滞后，同时运输环节汽运受到严格限制，加之煤炭需求超预期，2017年以来煤炭价格一直在高位运行。

在稍早之前的1月22日，国家电力投资集团、中国华能集团、中国大唐集团和中国华电集团联合印发《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》，提请发改委出手调控电煤。限价，紧急报告，这些都再次引起业内对于煤电之间的矛盾的关注。

事实上，一直以来，国家出手煤价的调控并非个案。由于所谓“市场煤”和“计划电”的存在，在煤价疯涨之时，电力企业似乎只有寻求国家出手干预这一条路可走。

2011年，煤炭“黄金十年”结束的前一年，也是煤炭价格最为鼎盛之时。发改委在11月30日宣布，将在全国范围内对发电用煤（电煤）实施临时价格干预措施。2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。自2012年1月1日起，秦皇岛等环渤海地区主要港口5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元人民币；通过铁路、公路运输的电煤市场交易价格，不得超过煤炭生产经营企业今年4月底的实际结算价格。

再往前追溯到2008年，当年的煤炭价格可谓过山车一般，二季度开始煤价快速上涨，8月份达到顶峰，之后价格突然跳水。以秦皇岛的发热量超过5500大卡的山西优混为例，2008年1月末的价格为570元/吨，5月初的价格为620元，但到7月份的最高价竟达到了1000元，12月初又回落到了570元左右。

为了限制疯涨的煤价，2008年发改委连续下发两次限价令，6月19日下发《关于对全国发电用煤实施临时价格干预措施的公告》。40天之后的7月23日，再次下发《国家发展改革委关于进一步完善电煤价格临时干预措施的通知》。

2008-2017年煤炭生产与电力用煤概况

6月19日发布的限制煤炭价格及上调电价通知要求：自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施，全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价（车板价）均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。临时价格干预期间，煤炭生产企业供发电用煤出矿价（车板价）一律不得超过最高限价。

一直以来，我国电煤交易主要分为重点合同电煤交易和市场采购两种方式，其中合同交易量约占全部电煤用量的60%左右，而剩余的40%则需要电力企业以煤炭市场价进行采购。

然而，重点合同煤一个价格，市场煤一个价格。很长一段时间里，电煤价格的“双轨制”都是为人诟病的地方，尤其是在煤价处于高位时。当“市场煤”价格高于“合同煤”价格时，会造成电煤“有价无量”；而当“市场煤”价格低于“合同煤”价格时，会造成电煤“有量无价”，合同履行率低。

2012年12月25日，《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》（下简称“意见”）发布，要求自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格“双轨制”。发改委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架，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。

诚然，2012年之后，一直到2016年初，煤炭价格不断走低，电煤价格“双轨制”的取消似乎顺理成章。但是自2016年煤炭供给侧改革以来，煤炭价格再次走高，煤炭企业和电力企业自主协商确定的中长期价格依旧无法避免与市场煤价的巨大差距，在电价调节受到限制的情况下，煤炭限价令仍然是迫不得已的选择。

尴尬的煤电联动

事实上，对于煤价和电价之间的关系，国家并非没有采取措施，比如说煤电联动。但不论是2004年底首次出台的煤电联动政策，还是2013年开始实行的改善后的煤电联动政策，效果似乎都让人失望。调整周期滞后，电价变化影响复杂，煤电联动时常提出，但却每每黯然离场。

所谓煤电联动，就是在一个周期内如果煤价变化超过一定的限值，电价也相应的做出一定程度的调整。

2004年，发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，在煤电价格联动机制下，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%，相应调整电价，其中煤价涨幅的70%由电价来补偿，其余30%由发电企业通过降低成本来承担；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。

在煤电联动政策诞生之后的2005年5月，首次煤电联动便被触发，电价上调了0.0252元。但在接下来的2005年11月，尽管煤价满足了联动条件,但最终电价却没有做出调整。第二次煤电联动则是2006年6月，电价上调0.0249元。

到2008年，二、三季度不断飙升的煤价使煤电联动连续被触发。6月19日，发改委宣布，7月1日起上网电价平均上调0.0168元/千瓦时，销售电价上调0.025元/千瓦时；8月19日，发改委宣布，8月20日起，全国火力发电（含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产）企业上网电价平均每千瓦时提高0.020元，燃煤机组标杆上网电价同步调整。

但是在执行过程中，煤电联动却存在联动不及时和联动幅度不到位等问题，在煤价高企时电力企业时时陷入亏损困境。资料显示，2008-2011年，彼时的五大发电集团火电业务分别实现利润总额-400亿元、-63亿元、-137亿元、-312亿元，直到2012年煤炭价格下行，其火电业务才开始实现盈利。

2004年的煤电联动政策中，煤价涨幅的70%由电价来补偿，其余30%由发电企业通过降低成本来承担的规定也引起较大的争议，有分析认为这对电力企业降低成本、提高效率要求过高。在上述2012年底下发的《意见》中，对此做出了调整，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，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。

但是出于经济及社会影响的考量，煤电联动机制一直无法真正落实。2007年底，在谈及煤电价格联动话题时，国家发展和改革委员会价格司司长曹长庆曾指出：“电价的调整既要考虑煤炭成本上升的影响，也要考虑电力企业消化煤炭涨价的能力，还要考虑电力企业的发展等因素。另外，我们还要考虑整个工业企业的承受能力，居民家庭的承受能力，对价格总水平的影响等。”

国外的煤电联动机制与中国有所不同。以美国为例，其电力企业拥有燃料价格调整条款，在煤炭价格大幅上涨时，可以将成本转嫁给消费者，这一点在国内很难得以实施；此外，美国对于煤电合同违约进行了强力约束，但是国内很长一段时间内煤电合同效力十分有限。

2008年之后，虽然历经几次电价调整，但是都并非以煤电联动的名义实施。2015年，国务院总理李克强在4月8日主持召开国务院常务会议决定，按照煤电价格联动机制，下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约0.020元，这也是煤电联动首次向下联动。

2015年12月31日，发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，煤电价格联动机制以年度为周期，对煤电价格实行区间联动，按照煤电价格联动机制调整上网电价，并相应调整销售电价。

尽管煤电联动一直在不断地完善和实施，但尴尬的是，许多专家却认为这并不能完全解决煤电矛盾。中国企业改革与发展研究会副会长李锦在接受媒体采访时表示，煤电联动是机制，改变煤电两大行业间长期顶牛的根本办法，是煤电联营和一体化重组，这是深入体制层面的改革。

煤电联营的良方

谈及煤炭联营，就不得不提神华集团和国电集团的合并，2017年8月28日下午，国资委宣布中国国电集团与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限责任公司。

2016年中国煤炭工业协会数据显示，目前煤炭企业参股控股的电厂权益装机容量1.5亿千瓦，占全国火电装机的六分之一。神华集团是国内最大的煤企，国电集团的国电电力公司火电装机约为1.2亿千瓦，神华国华电力的火电约为6000万千瓦，二者相加为1.8亿千瓦。

事实上，煤电联营是指煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发展模式。其中，煤电一体化是煤矿和电厂共属同一主体的煤电联营形式。

目前，我国煤电联营主要有6种模式，分别为煤电一体化运行模式、煤炭企业办电厂模式、电力企业办煤矿模式、煤炭企业参股电厂模式、电力企业参股煤矿模式和煤炭电力企业互相参股模式。

毋庸置疑，煤电联营可以降低煤炭企业和电力企业各自的风险，实现两者之间的互保。对于电力企业来说，可以更好地抵抗市场风险，获得比较稳定的煤炭供应；而对于煤炭企业来说，此举同样可以获得可靠的煤炭销路。

但是，中电联数据显示，2017年全社会电力消费增速回升，电力供应总体宽松，此外煤电装机规模受到严格的控制。也就是说，在煤电产能过剩的大背景下，煤电联营更多的注意力或许不应该放在新的项目之上，而是如何做好煤与电的匹配。

2017年8月，发改委、财政部、央行、国资委、工信部等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出“十三五”期间，全国要停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。