電煤市場化后的商機

王秀強

電煤市場化改革新方案抓住機會出爐，一個由市場主導的新交易體系形成。

2012年2月26日，江蘇連云港港口煤炭碼頭裝卸進口電煤一片繁忙。

電煤市場化改革走走停停前后20余年，終得在2013年解去行政管制之枷鎖，在煤炭供需寬松、煤價下行的經濟格局下，多方利益博弈之后，電煤市場化改革新方案抓住機會出爐，一個由市場主導的新交易體系形成。煤電雙方在新的交易規則下，開始新的較量。

本次改革自2012年6月開始醞釀。改革前夜，國務院、國家發改委連發《關于解除發電用煤臨時價格干預措施的通知》、《關于深化電煤市場化改革的指導意見》、《關于深化電煤市場化改革的指導意見做好產運需銜接工作的通知》等三份文件，破除舊有利益格局，重構電煤市場新秩序。

1993年起，我國逐步放開煤炭價格；1996年起，對納入訂貨范圍的電煤實行政府指導價，電煤價格雙軌制始于此時；2002年起，國家取消電煤指導價，代之發布參考價； 2004年后，逐步取消政府直接組織訂貨方式； 2010年，國家終止一年一度的煤炭訂貨會，取而代之為網絡匯總；2013年起，徹底取消重點合同，取消電煤價格雙軌制，不再下達年度跨省區煤炭鐵路運力配置意向框架。

產業鏈利益大調整

改革勢必觸動舊有利益格局，國務院在改革文件中也特別提出“電煤市場化改革涉及重大利益調整”。顯然，此次市場化改革改變了舊有利益分配格局和資源配置秩序。

從產業鏈布局上分析，煤炭與電力之間的利益首先被調整。在重點合同取消之前，重點合同煤與市場煤在資源供給、運力配置和價格水平上存在明顯差異，差異體現在：國家監管重點電煤合同兌現率以保障供應、限制重點電煤價格和漲幅以緩沖對電廠沖擊、為重點電煤保障并配置鐵路運力等。重點電煤合同的存在，一直對電廠形成庇護，同時也在一定程度上掩蓋了部分地區上網電價偏低的事實。取消重點合同，電廠頭上的“保護傘”不復存在。在電價尚未放開、電力體制改革亟須深化的格局下，電廠希望壓低電煤價格提高利潤。

不同于電廠，煤炭企業在此輪改革中呼聲很高，行業組織多次奔走游說。個中緣由很簡單，煤炭行業認為煤炭主導地位不會改變，煤炭短期寬松不能掩飾長期產能不足，煤炭產能超前建設而非產能過剩。雖然在近期煤炭仍然維持平淡，但電煤并軌帶來的煤價上漲已成現實。在2013年電煤產運需銜接中，煤炭企業提出的合同價格均比上年上漲。煤炭企業實實在在的利益擺在眼前。

除電煤雙方外，寄生在產業鏈上下游的社會組織、有關系的個體，也將在新的交易模式中被淘汰出局。最為明顯的樣本是，煤炭“代發戶”失去了增加流通成本、攫取利潤的機會。據筆者了解，改革前煤炭、電力雙方有的不能直接見面，通過中間機構代發煤炭。煤炭“代發”有兩種情形，一是在簽訂重點合同時，一噸35元左右的“代發費”疊加在煤價之上；二是在重點合同兌現時，“代發費”的多少決定兌現率高低。出于交易模式的鉗制，下游用戶噸煤承擔較高的“代發費”。“代發費”是附加在煤炭身上的種種稅費、基金之一。諸如“點發費”、可持續基金、鐵路基金、河道管理費、村莊搬遷費等成為煤價的負擔，也是一些地方和企業的主要收入來源。

國務院電煤市場化文件、國家發改委關于解除電煤價格行政干預文件均提出，“進一步清理和取消不合理收費，嚴肅查處亂漲價、亂收費以及串通漲價等違法行為。”如果此條例可以貫徹實施，一批寄生在煤炭產業鏈上的“虻蟲”有望得到徹底清理。當然，方案的落實勢必受到來自地方部門、相關企業、機構等層層阻隔。

重構煤、電、鐵路新秩序

在新的煤電交易秩序下，2013年度煤炭合同匯總完成18.7億噸，同比增加近7億噸。龐大的合同數字已是近年最高值，但也是最具不確定性的數字。

第一個不確定性是，在國家取消年度跨省區煤炭鐵路運力配置意向框架后，煤炭鐵路運輸可否順利銜接？尤其是在山西、內蒙古等地，鐵路運力仍是瓶頸。國務院文件要求“推進電煤運輸市場化改革”，鐵道部、交通運輸部要完善煤炭運力交易市場，合理配置運力并保持相對穩定，對大中型煤電企業簽訂的中長期電煤合同適當優先保障運輸。鐵道部也表態支持電煤市場化改革：確保2013年電煤運力配置總量高于上年水平；加強與煤電企業的溝通，及時做好鐵路運力銜接；深入推進鐵路貨運組織改革；加強對電煤運輸收費情況的檢查監督，堅決杜絕一切不合理的收費行為。

但具體到政策落實，由于缺少細則和配套改革的具體方案，運力可否落實仍是最大的懸念。尤其是隨著2013年經濟回暖和生產經營活躍，經濟增長對于鐵路運輸的依賴會愈加強烈。具體到煤炭企業，它們擔心多年爭取的運力無法得到保證；電力企業則要求煤炭企業掌握資源之后，鐵路運力應主要配置給電力集團，并將電煤運輸全部列入國家重點運輸計劃。

第二個不確定性是宏觀經濟以及煤炭市場走勢。由于煤炭、電力雙方對于未來市場走勢判斷不同，對于煤價價值判斷和心理預期各不相同，這也將影響未來電煤合同的兌現以及煤價的高低。

第三個新問題是，煤價實現完全市場化后，電價市場化改革卻未能全面推開。這勢必使得煤炭、電力之間的市場化程度更加不對稱，市場煤、計劃電之間的矛盾依然存在。

發電企業的顧慮是，在煤電矛盾沒有完全化解、電價尚未市場化的背景下，如果單方面啟動煤炭市場改革，一旦煤價大幅上漲，轉移到發電企業的成本壓力如何疏導？配套煤炭市場化改革，國務院提出完善煤電價格聯動機制方案。煤電聯動新機制是，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%。

從利益博弈角度看，電力行業的利益訴求得到回應，但其“適當上調部分煤電聯動差價來彌補歷史欠賬”的訴求沒有得到認同。國務院改革文件給出的意見是：“鑒于當前重點合同電煤與市場煤價格接近，此次電煤價格并軌后上網電價總體暫不作調整，對個別問題視情況個別解決。”

但此種處理手段仍是過渡方案，并沒有借機啟動電價市場化改革。當然，電價事關消費者物價指數（CPI）、工業經濟運行乃至宏觀經濟走勢，電價改革的確需要決策層足夠的勇氣。但不改革，矛盾仍會反復，問題仍會回轉。

電煤市場化改革雖路途艱難，但終有所得。國務院再次提出繼續加強對電價形成機制改革、電力體制改革、鐵路運輸改革、煤炭期貨市場建設等重大問題研究，電煤改革的正能量帶來新的期許和等待。

深化電煤市場化改革的任務

經國務院同意的《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》中提出改革的主要任務包括：建立電煤產運需銜接新機制，煤炭企業和電力企業自主協商確定價格；加強煤炭市場建設，加快健全區域煤炭市場，逐步培育和建立全國煤炭交易市場；完善煤電價格聯動機制，繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，推進電煤運輸市場化改革，鐵道部、交通運輸部要對大中型煤電企業簽訂的中長期電煤合同適當優先保障運輸；推進電力市場化改革，鼓勵煤電聯營，增強互保能力。

意見提出，充分發揮市場在配置煤炭資源中的基礎性作用，以取消重點電煤合同、實施電煤價格并軌為核心，逐步形成合理的電煤運行和調節機制，實現煤炭、電力行業持續健康發展，保障經濟社會發展和人民生活的能源需求。