煤電糾葛何時休

文 | 本刊記者 李帥

從2008年至今已過去十年，不管是訂貨會，還是中長期合同，煤炭和電力之間的不協調依舊存在。反思這十年間的問題和經驗，或許能讓我們更快找到破解煤電糾葛的路徑。

“電煤要比年初合同價上漲80元/噸！”

“電煤要比年初合同價至少下降50元/噸！否則明年電力企業將繼續虧損。”

2008年12月底，福州，如期而至的2009年煤炭產運需銜接合同匯總會（由“煤炭訂貨會”改名而來）上，煤炭企業與五大電力企業針鋒相對，前后130元/噸的價差成為雙方難以跨越的鴻溝。2008年，煤電談判首次出現了談崩的局面。

數據顯示，2008年火電行業首次出現全行業虧損，利潤總額為-392億元。奇怪的是，2009年的煤炭和電力市場并沒有起多大波浪，而是在2009年12月15日，發改委下發《關于完善煤炭產運需銜接工作的指導意見》，終結了“煤炭訂貨會”，并鼓勵簽訂長期合同。

鏡頭拉回到2018年的1月11日，國家能源投資集團有限責任公司與大唐、國投、浙能、粵電、江蘇國信、上海申能六大電力企業簽訂三年期電煤中長期合同。中長期合同周期首次從1年延長到3年。

然而，3年期合同的簽訂卻難掩煤電之間的矛盾。剛剛過去的2017年，四大發電集團煤電板塊虧損402億元，虧損面達60%左右，這相比十年前的全行業虧損卻也不遑多讓。

十年過去了，不管是訂貨會，還是中長期合同，煤炭和電力之間的不協調依舊存在。隨著煤電之間劇情的不斷推進：“市場煤”與“計劃電”、煤電聯動、煤電聯營……怎樣才能找到煤電破解糾葛的路徑？

迫不得已的限價令

2018年2月4日的一則消息引爆了煤炭和電力行業：秦皇島港務局召開了關于傳達發改委穩定價格的會議，稱發改委已對港口、煤炭、電力企業作出銷售、采購煤炭不允許超過750元/噸（5500大卡港口下水煤）的指示。

受煤炭供給側改革影響，煤炭產能置換滯后，同時運輸環節汽運受到嚴格限制，加之煤炭需求超預期，2017年以來煤炭價格一直在高位運行。

在稍早之前的1月22日，國家電力投資集團、中國華能集團、中國大唐集團和中國華電集團聯合印發《關于當前電煤保供形勢嚴峻的緊急報告》，提請發改委出手調控電煤。限價，緊急報告，這些都再次引起業內對于煤電之間的矛盾的關注。

事實上，一直以來，國家出手煤價的調控并非個案。由于所謂“市場煤”和“計劃電”的存在，在煤價瘋漲之時，電力企業似乎只有尋求國家出手干預這一條路可走。

2011年，煤炭“黃金十年”結束的前一年，也是煤炭價格最為鼎盛之時。發改委在11月30日宣布，將在全國范圍內對發電用煤（電煤）實施臨時價格干預措施。2012年度合同電煤價格漲幅不得超過上年合同價格的5%。自2012年1月1日起，秦皇島等環渤海地區主要港口5500大卡電煤平倉價最高不得超過每噸800元人民幣；通過鐵路、公路運輸的電煤市場交易價格，不得超過煤炭生產經營企業今年4月底的實際結算價格。

再往前追溯到2008年，當年的煤炭價格可謂過山車一般，二季度開始煤價快速上漲，8月份達到頂峰，之后價格突然跳水。以秦皇島的發熱量超過5500大卡的山西優混為例，2008年1月末的價格為570元/噸，5月初的價格為620元，但到7月份的最高價竟達到了1000元，12月初又回落到了570元左右。

為了限制瘋漲的煤價，2008年發改委連續下發兩次限價令，6月19日下發《關于對全國發電用煤實施臨時價格干預措施的公告》。40天之后的7月23日，再次下發《國家發展改革委關于進一步完善電煤價格臨時干預措施的通知》。

2008-2017年煤炭生產與電力用煤概況

6月19日發布的限制煤炭價格及上調電價通知要求：自即日起至2008年12月31日，對全國發電用煤實施臨時價格干預措施，全國煤炭生產企業供發電用煤，包括重點合同電煤和非重點合同電煤，其出礦價（車板價）均以2008年6月19日實際結算價格為最高限價；當日沒有交易的，以此前最近一次實際結算價格作為最高限價。臨時價格干預期間，煤炭生產企業供發電用煤出礦價（車板價）一律不得超過最高限價。

一直以來，我國電煤交易主要分為重點合同電煤交易和市場采購兩種方式，其中合同交易量約占全部電煤用量的60%左右，而剩余的40%則需要電力企業以煤炭市場價進行采購。

然而，重點合同煤一個價格，市場煤一個價格。很長一段時間里，電煤價格的“雙軌制”都是為人詬病的地方，尤其是在煤價處于高位時。當“市場煤”價格高于“合同煤”價格時，會造成電煤“有價無量”；而當“市場煤”價格低于“合同煤”價格時，會造成電煤“有量無價”，合同履行率低。

2012年12月25日，《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》（下簡稱“意見”）發布，要求自2013年起，取消重點合同，取消電煤價格“雙軌制”。發改委不再下達年度跨省區煤炭鐵路運力配置意向框架，煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同+自主協商確定價格，鼓勵雙方簽訂中長期合同。

誠然，2012年之后，一直到2016年初，煤炭價格不斷走低，電煤價格“雙軌制”的取消似乎順理成章。但是自2016年煤炭供給側改革以來，煤炭價格再次走高，煤炭企業和電力企業自主協商確定的中長期價格依舊無法避免與市場煤價的巨大差距，在電價調節受到限制的情況下，煤炭限價令仍然是迫不得已的選擇。

尷尬的煤電聯動

事實上，對于煤價和電價之間的關系，國家并非沒有采取措施，比如說煤電聯動。但不論是2004年底首次出臺的煤電聯動政策，還是2013年開始實行的改善后的煤電聯動政策，效果似乎都讓人失望。調整周期滯后，電價變化影響復雜，煤電聯動時常提出，但卻每每黯然離場。

所謂煤電聯動，就是在一個周期內如果煤價變化超過一定的限值，電價也相應的做出一定程度的調整。

2004年，發改委發布《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》，在煤電價格聯動機制下，原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期。若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價，其中煤價漲幅的70%由電價來補償，其余30%由發電企業通過降低成本來承擔；如變化幅度不到5%，則下一周期累計計算，直到累計變化幅度達到或超過5%，進行電價調整。

在煤電聯動政策誕生之后的2005年5月，首次煤電聯動便被觸發，電價上調了0.0252元。但在接下來的2005年11月，盡管煤價滿足了聯動條件,但最終電價卻沒有做出調整。第二次煤電聯動則是2006年6月，電價上調0.0249元。

到2008年，二、三季度不斷飆升的煤價使煤電聯動連續被觸發。6月19日，發改委宣布，7月1日起上網電價平均上調0.0168元/千瓦時，銷售電價上調0.025元/千瓦時；8月19日，發改委宣布，8月20日起，全國火力發電（含燃煤、燃油、燃氣發電和熱電聯產）企業上網電價平均每千瓦時提高0.020元，燃煤機組標桿上網電價同步調整。

但是在執行過程中，煤電聯動卻存在聯動不及時和聯動幅度不到位等問題，在煤價高企時電力企業時時陷入虧損困境。資料顯示，2008-2011年，彼時的五大發電集團火電業務分別實現利潤總額-400億元、-63億元、-137億元、-312億元，直到2012年煤炭價格下行，其火電業務才開始實現盈利。

2004年的煤電聯動政策中，煤價漲幅的70%由電價來補償，其余30%由發電企業通過降低成本來承擔的規定也引起較大的爭議，有分析認為這對電力企業降低成本、提高效率要求過高。在上述2012年底下發的《意見》中，對此做出了調整，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。

但是出于經濟及社會影響的考量，煤電聯動機制一直無法真正落實。2007年底，在談及煤電價格聯動話題時，國家發展和改革委員會價格司司長曹長慶曾指出：“電價的調整既要考慮煤炭成本上升的影響，也要考慮電力企業消化煤炭漲價的能力，還要考慮電力企業的發展等因素。另外，我們還要考慮整個工業企業的承受能力，居民家庭的承受能力，對價格總水平的影響等。”

國外的煤電聯動機制與中國有所不同。以美國為例，其電力企業擁有燃料價格調整條款，在煤炭價格大幅上漲時，可以將成本轉嫁給消費者，這一點在國內很難得以實施；此外，美國對于煤電合同違約進行了強力約束，但是國內很長一段時間內煤電合同效力十分有限。

2008年之后，雖然歷經幾次電價調整，但是都并非以煤電聯動的名義實施。2015年，國務院總理李克強在4月8日主持召開國務院常務會議決定，按照煤電價格聯動機制，下調全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時約0.020元，這也是煤電聯動首次向下聯動。

2015年12月31日，發改委印發《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》，煤電價格聯動機制以年度為周期，對煤電價格實行區間聯動，按照煤電價格聯動機制調整上網電價，并相應調整銷售電價。

盡管煤電聯動一直在不斷地完善和實施，但尷尬的是，許多專家卻認為這并不能完全解決煤電矛盾。中國企業改革與發展研究會副會長李錦在接受媒體采訪時表示，煤電聯動是機制，改變煤電兩大行業間長期頂牛的根本辦法，是煤電聯營和一體化重組，這是深入體制層面的改革。

煤電聯營的良方

談及煤炭聯營，就不得不提神華集團和國電集團的合并，2017年8月28日下午，國資委宣布中國國電集團與神華集團有限責任公司合并重組為國家能源投資集團有限責任公司。

2016年中國煤炭工業協會數據顯示，目前煤炭企業參股控股的電廠權益裝機容量1.5億千瓦，占全國火電裝機的六分之一。神華集團是國內最大的煤企，國電集團的國電電力公司火電裝機約為1.2億千瓦，神華國華電力的火電約為6000萬千瓦，二者相加為1.8億千瓦。

事實上，煤電聯營是指煤炭和電力生產企業以資本為紐帶，通過資本融合、兼并重組、相互參股、戰略合作、長期穩定協議、資產聯營和一體化項目等方式，將煤炭、電力上下游產業有機融合的能源企業發展模式。其中，煤電一體化是煤礦和電廠共屬同一主體的煤電聯營形式。

目前，我國煤電聯營主要有6種模式，分別為煤電一體化運行模式、煤炭企業辦電廠模式、電力企業辦煤礦模式、煤炭企業參股電廠模式、電力企業參股煤礦模式和煤炭電力企業互相參股模式。

毋庸置疑，煤電聯營可以降低煤炭企業和電力企業各自的風險，實現兩者之間的互保。對于電力企業來說，可以更好地抵抗市場風險，獲得比較穩定的煤炭供應；而對于煤炭企業來說，此舉同樣可以獲得可靠的煤炭銷路。

但是，中電聯數據顯示，2017年全社會電力消費增速回升，電力供應總體寬松，此外煤電裝機規模受到嚴格的控制。也就是說，在煤電產能過剩的大背景下，煤電聯營更多的注意力或許不應該放在新的項目之上，而是如何做好煤與電的匹配。

2017年8月，發改委、財政部、央行、國資委、工信部等16部委聯合印發《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》，提出“十三五”期間，全國要停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上，到2020年，全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。