煤价管制的终结与煤炭交易模式的创新

国家发展与改革委员会于2009年12月14日下发了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》(以下简称《意见》),决定彻底取消往年的煤炭订货模式,2010年不再召开煤炭订货视频会、衔接会以及合同汇总会。这意味着长达16年的煤炭价格管制从此结束,政府彻底退出了煤电谈判。

煤价管制的终结体现了国家发改委加快推进电煤市场化改革的决心,是建立和健全现代化煤炭交易体系的重要步骤,对于进一步积极探索煤炭交易模式,理顺煤电价格机制,协调煤炭、电力、铁路货运等行业之间的利益关系,将具有显著的影响和深远的意义。

结束煤价管制、调整煤炭产运需衔接机制的背景

市场化是电煤价格改革的主要方向。其实,早在2005年,中央政府就宣布放开电煤价格。正如《意见》中指出的那样:自2004年以来,煤炭市场基本形成了在国家宏观调控指导下,企业自主衔接资源、协商定价的新机制。

但是,因为电价一直是由中央政府控制,煤价放开后,始终存在着“计划电”与“市场煤”之间的矛盾,所以,为了确保电力用煤的稳定供应和电力企业的正常运转,中央政府对电煤市场一直保持着一定的干预力度。

尽管对于电煤价格是否已经实现了与市场煤价并轨,人们可能还存在着不同的认识,但价格的形成总是和特定的谈判方式、产需衔接机制联系在一起的。电煤价格与市场煤价的差异,仍不同于市场机制充分发挥作用条件下所形成的长期协议价格与现货价格。此前电煤价格仍是在政府干预下,煤电双方相互妥协的结果,在这样的谈判模式下,企业定价自的实现是不充分的,因为政府的意志不可避免地渗透到了谈判过程中。

中央与地方政府协调下的煤炭集体订货会在2009年终于走到了尽头。在这一年的福州订货会上,电煤谈判双方僵持不下,最后无果而终。虽然当时市场上多次传出发改委可能提出协调方案,但最终,除了个别省份进行了省内协调外,中央政府还是坚持了电煤市场化改革的方向,始终坚守底线,没有直接干预。

这说明,在煤电两大行业的利益日益分化,煤炭市场迅速发育壮大的情况下,煤炭订货会的形式已经很难再发挥优化配置煤炭资源、有效协调煤电双方利益的作用。那种融合了计划协调、政府干预与企业交易订货会的混合交易模式,根本无法适应当前煤炭市场发展和经济运行的实际需要,走到了非改革不可的关键时点上。正是在这个意义上,人们把2009年的福州订货会视为煤炭订货市场化改革的催化剂,2010年煤炭产运需新型衔接机制出台的前奏。

但在市场经济的大环境下,根据市场情况和行业发展趋势进行经营决策和商业谈判的主体,必然是一个个的企业主体。从计划经济条件下执行国家计划的生产单位,到接受政府指导和具体干预的国有企业,再到遵循市场规律自主经营的企业主体,微观经济主体间协调彼此利益关系的制度环境和具体运作模式是完全不同的。

第一种模式是在国家控制下,以命令和服从为特色,具有行政管理性质的交易。第二种模式是在政府的直接协调下的,以利益和负担的分摊为特征,具有限额性质的交易。第三种模式是在平等的市场主体之间,自主决定和平等协商,完全以双方自愿达成的价格为媒介进行的交易。这三种交易模式的制度环境、谈判方式、交易费用和资源配置效率存在着相当大的差别。从第一种模式到第二种模式的转变,可以用来概括从计划经济到改革开放以来所走过的历程。从第二种模式到第三种模式的转变,仅就煤炭订货形式的市场化尝试来说,很可能是现在刚刚开始迈出脚步,有待于继续深化。而2009年福州订货会的失败,正好说明了那种产需衔接和谈判方式具有极高的交易费用,甚至超出了最早的计划协调方式,供需双方甚至完全无法签订合同,这种模式显然已不适应现实的需要了。

煤炭产运需新型衔接方式面临的问题

是否应注意分散交易在价格形成方面的局限性为了强化企业市场主体地位,提高交易效率,这次改革突出强调,必须改变以前煤炭供需双方集中衔接的做法,由企业在规定时间自主选择适当方式,分散衔接。不过,从交易活动的成本、收益和效率来考虑,参照市场演进的一般规律,不难发现分散化的交易本身也有其自身的局限性。

尽管现在有了网络技术平台,以较低成本即可获得重要的交易和价格信息,但是,全国市场的价格变化趋势,仍然无法从分散、孤立的一次易中获知,而只能从集中交易的市场中发现。在未来不断完善现代化煤炭交易体系的进程中,我们会深刻地理解:市场的正常运行和有效运作还需要更多的制度环境要素、组织形态和中介服务,并不是说只要有了煤炭的生产者和消费者,只要无人干预它们,交易就可以顺畅高效地完成。

电价是否应当针对煤炭价格的上涨而作出相应的调整今年启动煤电联动机制的必要性有所上升,但同时又会遭遇到管理通货膨胀预期的宏观政策层面上的压力。既然煤价上涨已成定局,火电行业只得面对成本剧增的现实,如2010年再度出现全行业的亏损,就不得不再次依靠2004年开始实施的煤电联动机制一解燃眉之急。然而,中央政府正面临着有效管理通货膨胀预期的挑战,寻找启动煤电联动的合适时机将成为一项颇具难度的工作。

近来多次出现的因电煤库存紧张而拉闸限电的现象,其实是一种数量控制手段,它从一个侧面表明,由于上网电价的管制、煤电价格联动机制执行得不好或启动门槛过高等原因,电力价格信号在调节电力供求时无法发挥应有的作用,电煤供应合同履约率低,去年签约情况不好,以及电煤价格上涨对电力企业利润的侵蚀,使电力企业几乎丧失了积极应对用电高峰的积极性。居于自然垄断地位的电网,又成为电价形成机制改革的拦路虎,从另一个方向挤压着电厂获取盈利的空间。

《意见》中规定,在过渡期内,完善煤电价格联动机制设置煤电联动最高上限,适当控制涨幅。依照这些规定,在电力价格市场化改革方案没有实行之前,应严格执行煤电价格联动机制。同时,也可以把这个机制设计得更细致灵活一些。要防止因短期内宏观经济上的某些顾虑,而放弃必要的价格调整,致使煤电价格体系进一步扭曲。

是否应综合考虑以落实运力安排为手段,促进产需衔接的好处与局限性政府以铁路运力配置这个关键环节作为调控市场的着力点,可以说抓住了“牛鼻子”,无疑有利于提高产需衔接效率,但电力企业也会为争夺运力而倾向于采取策略行为。

考虑到以往合同履约率不高的因素,为了在短短一个月的时间内保证落实运力安排,电力企业这次一定会存在着超额签约的情况。事实也是如此:截至1月13日8时,2010年全国煤炭产运需衔接已初步汇总,网上签约总量达14.9161亿吨,远远超出发改委此前确定的9.06亿吨的铁路预留运力配置意向框架量。虽然由于合同录入以供货方即煤炭企业录入为主,现在的合同汇总量可能会包含一部分非框架内的煤炭供应量,但电力企业超额签约的行为倾向仍不容忽视。

由于多个省市因为“煤荒”而拉闸限电,煤价一路攀升,加上《意见》中规定了网上汇总签约情况的时间限制,电力企业转变了开始时的观望和抵制煤价上涨的态度,转而希望尽早落实电煤合同,为争夺有限的运力配置,超额超量签订合同,这属于签约过程中的一种策略行为。还有一种可能是:电企对于合同订货量的关心,或许包含着对煤炭市场走向不确定性的担忧,也有可能是吸取了2009年的教训。

是否充分意识到了签订和执行长期协议的困难之处这次改革将促使煤电双方积极探索改进长期合同的设计,当然在这方面会面临许多困难,而建立和健全现代化煤炭交易体系将有助于解决这些问题。

《意见》鼓励供需双方签订五年及以上的长期购销合同。在双方自愿的基础上签订长期合同,无疑有利于煤炭企业与电力企业形成长期稳定的供货关系。此前不少煤电企业也签署过类似的长期协议,不过,基本上只涉及供货数量,而不涉及成交价格。这更像是一种意向性的协议,不具有严格的合同法律效力,协议的执行率偏低也是很自然的事情。煤价一年一谈都会遇到那么多的困难,在一个不断波动的市场环境中,要预测五年内的价格走向,其难度可想而知。

长期协议和远期交易合同的成功依赖于煤炭现货市场的健康发展。《意见》显然充分意识到了这点,提出加快建立以全国煤炭交易中心为主体,以区域市场为补充,以网络技术为平台,有利于政府宏观调控、市场主体自主交易的现代化煤炭交易体系。其中,全国性的煤炭交易中心既承载着价格发现的重任,将来也将承担起签约平台的功能。此外,具有不同辐射半径、容纳多样化货源的区域性煤炭交易中心,配合地区交割库的建立和国家煤炭储备中心的建设,也将发挥区域市场甚至跨境交易平台的作用,提高价格信号的权威性,并提供一体化的交易服务。

终结煤价管制与创新煤炭交易模式的影响

从当前的现实情况和具体改革措施所体现的内在逻辑来推断,2010年新型衔接方式下煤电谈判和煤炭订货情况可能会带来较为广泛而复杂的影响。

各品种煤炭价格普遍上涨从产需衔接时机选择的经济景气、季节和气候等因素来看,谈判的外部环境对煤炭企业有利,因此,各品种煤炭价格可能会普遍上涨。从2009年下半年起,宏观经济形势明显好转,重工业用电量大增,加之今冬严寒导致用电量上升,因电力企业煤炭库存量有限,多个省市电网频频限电。电企煤炭需求量短期内的迅速上升,使电企的谈判能力大大下降,签约期间俨然已是煤炭的卖方市场,电煤价格上涨压力很大。因此,人们把这次的煤电谈判戏称为“不谈而判”。

实现了较为平衡的过渡从煤炭价格的上涨来看,虽然这次改革尝试对煤炭企业有利,但是,新型衔接方式落实后没有出现市场动荡,实现了较为平衡的过渡。电煤谈判大局已定之后,我们看到,煤炭的涨价幅度平均在30元/吨到40元/吨,全国平均上涨幅度低于之前的预期。这一情况说明,煤炭供需双方对2010年全年的煤炭产需形势拥有大致相同的看法。这也不排除煤炭企业的理性判断,可能存在着与电力企业维系长期稳定的合作关系的考虑。

电价改革方案的推出将更为迫切煤价的充分市场化会促进和推动电价的市场化改革。电力企业既要和煤炭企业商定煤炭供应价格,也要通过预知上网电价,确保自身的合理盈利空间,这样煤电双方的利益才能协调起来,不致使电力企业在煤炭企业和电网之间,受到双重挤压。因此,应大力推进输配电环节价格形成机制的改革,使电力企业能够把握上网电价的走势,形成稳定的预期。如何在电力输配售等环节适当引入竞争,尽量让市场机制发挥作用,同时对于市场难以起作用的垄断电网实施有效规制,理顺整个电力产业链条的价格形成机制,将是下一步不得不面对的问题。

推进煤炭行业的兼并重组煤炭行业会进一步认识到提升自身谈判实力的重要性,因此煤炭产区各地方政府会全面推动煤炭资源整合,大力推进煤炭行业的兼并重组。尤其是以山西省为代表的煤炭资源整合,值得特别关注。但煤炭生产集中度的大幅提高,使煤炭企业在与电力企业的谈判中实力骤升,这将形成一种示范效应,而对这种后果的担心,有可能引发舆论力量的关注,呼吁中央政府要求地方政府调整推进煤炭资源整合的方式、步骤和速度。

对煤电产业组织形态带来一些复杂而有趣的影响电力集团会大刀阔斧地推进后向垂直一体化战略,进军煤炭资源开发利用领域,努力推进煤炭开采、坑口电站建设和煤化工项目的建设。而煤炭生产企业也有更大的可能实施前向垂直一体化战略,迈向火电领域,但这个步伐的快慢,视长期供货合同的执行情况和输配电环节特别是上网电价形成机制改革的进程而定。未来中国实行煤电一体化的能源企业可能会增多。

新型产运需衔接机制的实际效果,还有待于通过2010年全年煤炭,特别是重点电煤合同的实际履约情况来检验。在煤电这样重要的领域内进行市场化改革将会遇到的问题和面临的挑战,特别是在过渡期内的复杂局势下,并不比维系计划控制和进行国家干预少,因此要有打攻坚战的心理准备。在此过程中,也会出现各种以保障能源安全、维护公共利益为借口,实为损害公共利益、攫取特殊利益和垄断利润的主张。在这种情况下,既要坚持推进市场化进程的大方向,又要妥善协调各方利益,保持整个能源产业链的平稳发展。

(作者为中国社会科学院财贸经济研究所研究员、成本与价格研究室主任、博士生导师)