电煤市场化后的商机

王秀强

电煤市场化改革新方案抓住机会出炉，一个由市场主导的新交易体系形成。

2012年2月26日，江苏连云港港口煤炭码头装卸进口电煤一片繁忙。

电煤市场化改革走走停停前后20余年，终得在2013年解去行政管制之枷锁，在煤炭供需宽松、煤价下行的经济格局下，多方利益博弈之后，电煤市场化改革新方案抓住机会出炉，一个由市场主导的新交易体系形成。煤电双方在新的交易规则下，开始新的较量。

本次改革自2012年6月开始酝酿。改革前夜，国务院、国家发改委连发《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》、《关于深化电煤市场化改革的指导意见》、《关于深化电煤市场化改革的指导意见做好产运需衔接工作的通知》等三份文件，破除旧有利益格局，重构电煤市场新秩序。

1993年起，我国逐步放开煤炭价格；1996年起，对纳入订货范围的电煤实行政府指导价，电煤价格双轨制始于此时；2002年起，国家取消电煤指导价，代之发布参考价； 2004年后，逐步取消政府直接组织订货方式； 2010年，国家终止一年一度的煤炭订货会，取而代之为网络汇总；2013年起，彻底取消重点合同，取消电煤价格双轨制，不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。

产业链利益大调整

改革势必触动旧有利益格局，国务院在改革文件中也特别提出“电煤市场化改革涉及重大利益调整”。显然，此次市场化改革改变了旧有利益分配格局和资源配置秩序。

从产业链布局上分析，煤炭与电力之间的利益首先被调整。在重点合同取消之前，重点合同煤与市场煤在资源供给、运力配置和价格水平上存在明显差异，差异体现在：国家监管重点电煤合同兑现率以保障供应、限制重点电煤价格和涨幅以缓冲对电厂冲击、为重点电煤保障并配置铁路运力等。重点电煤合同的存在，一直对电厂形成庇护，同时也在一定程度上掩盖了部分地区上网电价偏低的事实。取消重点合同，电厂头上的“保护伞”不复存在。在电价尚未放开、电力体制改革亟须深化的格局下，电厂希望压低电煤价格提高利润。

不同于电厂，煤炭企业在此轮改革中呼声很高，行业组织多次奔走游说。个中缘由很简单，煤炭行业认为煤炭主导地位不会改变，煤炭短期宽松不能掩饰长期产能不足，煤炭产能超前建设而非产能过剩。虽然在近期煤炭仍然维持平淡，但电煤并轨带来的煤价上涨已成现实。在2013年电煤产运需衔接中，煤炭企业提出的合同价格均比上年上涨。煤炭企业实实在在的利益摆在眼前。

除电煤双方外，寄生在产业链上下游的社会组织、有关系的个体，也将在新的交易模式中被淘汰出局。最为明显的样本是，煤炭“代发户”失去了增加流通成本、攫取利润的机会。据笔者了解，改革前煤炭、电力双方有的不能直接见面，通过中间机构代发煤炭。煤炭“代发”有两种情形，一是在签订重点合同时，一吨35元左右的“代发费”叠加在煤价之上；二是在重点合同兑现时，“代发费”的多少决定兑现率高低。出于交易模式的钳制，下游用户吨煤承担较高的“代发费”。“代发费”是附加在煤炭身上的种种税费、基金之一。诸如“点发费”、可持续基金、铁路基金、河道管理费、村庄搬迁费等成为煤价的负担，也是一些地方和企业的主要收入来源。

国务院电煤市场化文件、国家发改委关于解除电煤价格行政干预文件均提出，“进一步清理和取消不合理收费，严肃查处乱涨价、乱收费以及串通涨价等违法行为。”如果此条例可以贯彻实施，一批寄生在煤炭产业链上的“虻虫”有望得到彻底清理。当然，方案的落实势必受到来自地方部门、相关企业、机构等层层阻隔。

重构煤、电、铁路新秩序

在新的煤电交易秩序下，2013年度煤炭合同汇总完成18.7亿吨，同比增加近7亿吨。庞大的合同数字已是近年最高值，但也是最具不确定性的数字。

第一个不确定性是，在国家取消年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架后，煤炭铁路运输可否顺利衔接？尤其是在山西、内蒙古等地，铁路运力仍是瓶颈。国务院文件要求“推进电煤运输市场化改革”，铁道部、交通运输部要完善煤炭运力交易市场，合理配置运力并保持相对稳定，对大中型煤电企业签订的中长期电煤合同适当优先保障运输。铁道部也表态支持电煤市场化改革：确保2013年电煤运力配置总量高于上年水平；加强与煤电企业的沟通，及时做好铁路运力衔接；深入推进铁路货运组织改革；加强对电煤运输收费情况的检查监督，坚决杜绝一切不合理的收费行为。

但具体到政策落实，由于缺少细则和配套改革的具体方案，运力可否落实仍是最大的悬念。尤其是随着2013年经济回暖和生产经营活跃，经济增长对于铁路运输的依赖会愈加强烈。具体到煤炭企业，它们担心多年争取的运力无法得到保证；电力企业则要求煤炭企业掌握资源之后，铁路运力应主要配置给电力集团，并将电煤运输全部列入国家重点运输计划。

第二个不确定性是宏观经济以及煤炭市场走势。由于煤炭、电力双方对于未来市场走势判断不同，对于煤价价值判断和心理预期各不相同，这也将影响未来电煤合同的兑现以及煤价的高低。

第三个新问题是，煤价实现完全市场化后，电价市场化改革却未能全面推开。这势必使得煤炭、电力之间的市场化程度更加不对称，市场煤、计划电之间的矛盾依然存在。

发电企业的顾虑是，在煤电矛盾没有完全化解、电价尚未市场化的背景下，如果单方面启动煤炭市场改革，一旦煤价大幅上涨，转移到发电企业的成本压力如何疏导？配套煤炭市场化改革，国务院提出完善煤电价格联动机制方案。煤电联动新机制是，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%。

从利益博弈角度看，电力行业的利益诉求得到回应，但其“适当上调部分煤电联动差价来弥补历史欠账”的诉求没有得到认同。国务院改革文件给出的意见是：“鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。”

但此种处理手段仍是过渡方案，并没有借机启动电价市场化改革。当然，电价事关消费者物价指数（CPI）、工业经济运行乃至宏观经济走势，电价改革的确需要决策层足够的勇气。但不改革，矛盾仍会反复，问题仍会回转。

电煤市场化改革虽路途艰难，但终有所得。国务院再次提出继续加强对电价形成机制改革、电力体制改革、铁路运输改革、煤炭期货市场建设等重大问题研究，电煤改革的正能量带来新的期许和等待。

深化电煤市场化改革的任务

经国务院同意的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》中提出改革的主要任务包括：建立电煤产运需衔接新机制，煤炭企业和电力企业自主协商确定价格；加强煤炭市场建设，加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场；完善煤电价格联动机制，继续实施并不断完善煤电价格联动机制，推进电煤运输市场化改革，铁道部、交通运输部要对大中型煤电企业签订的中长期电煤合同适当优先保障运输；推进电力市场化改革，鼓励煤电联营，增强互保能力。

意见提出，充分发挥市场在配置煤炭资源中的基础性作用，以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心，逐步形成合理的电煤运行和调节机制，实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求。