关于煤电价格联动机制的几点思考

一、实行煤电价格联动机制的背景

煤炭、电力都是关系国计民生的重要商品，由于是同一产业链上的上、下游相关行业，二者存在着唇齿相依的关系。我国目前电力结构中，用煤发电占总装机容量的70％以上，而电力企业也是煤炭行业的最大用户，发电用煤占全国煤炭销售量的60％左右。煤炭价格变化直接影响电价，电价变化又影响着各行各业的价格以及广大人民群众的切身利益，因此，煤电价格一直是我国政府宏观调控的重点，也是社会各方面关注的焦点。也可以说，煤电价格是我国价格体系中最重要、最复杂的问题之一。

煤电价格矛盾源于我国煤炭、电力市场化改革进程不同和定价机制上的差异。1992-1994年，国家用三年时间逐步放开了煤价，由市场竞争形成。但电煤（发电用煤）市场一直存在“计划煤价”与“市场煤价”的双重体系，即计划内供应实行指导价，计划外实行市场调节价的价格双轨制。从2000年起，我国政府放开了电煤的价格，从而基本上实现了电煤的市场化。2004年以来，由于煤炭资源紧张，国际国内煤价持续上涨，涨势迅猛，电力企业面临着一方面要保证发电任务，另一方面又要去承担由于购买高价市场电煤而发电越多亏损越大的压力。而电力改革的步伐相对滞后，由于电价调整政策性强，牵一发而动全身，影响面广，且需要经过一系列程序，使得电价调整滞后于煤价变化。电力企业2002年才实现初步的“厂网分离、竞价上网”，上网电价和终端售电价仍然实行政府定价。发电竞价上网本是为了提高发电企业的运营效率，但煤炭价格上涨导致的成本提高抵消了效率增加的幅度，竞价上网的优势没有得到体现，发电企业饱受着电价刚性与煤价上浮所造成的生存空间狭小之苦。煤电企业的紧张关系，可以简单地理解为“市场煤”和“计划电”之间的不协调关系，即煤炭基本上按市场供需状况定价，电力却仍然实行政府定价；火电企业的燃料主要依赖于煤，煤炭价格随市场供求变化上涨之后，电价却不能轻易上涨，火电企业“吃不消”。

理顺煤电价格矛盾的根本办法是将煤炭、电力价格都放开由市场形成，但这是一个渐进的过程，不能急于求成。因此建立政府调控下的煤电价格联动机制是缓解当前煤电价格矛盾的有效手段。另外,煤电价格之争除了电煤供求矛盾外,还有来自运输瓶颈制约、煤炭资源品质结构不合理等方面的原因。因此,目前的电煤供应紧张问题除了出台“煤电价格联动”措施外,还需综合治理和进一步进行电力市场化改革。

2004年12月国家发改委了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，明确了煤电价格联动的若干重要问题，这是我国首次煤电价格联动。

二、煤电价格联动的主要内容

1、从长远看，要在坚持放开煤价的基础上，对电力价格实行竞价上网，建立市场化的煤电价格联动机制。2、上网电价与煤炭价格联动。以2004年1-5月份煤炭综合出矿价格为基础，由电力企业消化煤价上涨的30％，调整燃煤电厂上网电价。水电价格相应适当调整，其他电价不随煤价调整。3、建立电煤价格信息系统及指标体系，计算平均煤价及变化幅度，定期对外，作为煤电价格联动的计算依据。4、上网电价调整后，相应调整电网企业销售电价。居民电价、农业电价和中小化肥电价一年最多调整一次，其他电价随上网电价调整。5、合理核定电网经营企业输配电价格。6、确定电价联动周期。原则上以不少于6个月为一个煤电价格联运周期，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。如变化幅度不到5％，下一周期累计计算。7、按区域电网或在区域电网内分价区实行煤电价格联动。8、政府依法对煤炭价格进行调控，保持煤电价格的基本稳定。9、制止价格垄断和价格联盟行为。10、整顿煤炭流通秩序，制止中间环节各种乱加价行为。11、推进煤炭订货方式改革，鼓励煤电双方签订中长期合同。

三、煤电价格联动机制对各方面的影响

按2004年下半年煤炭价格比5月底每吨上涨20元计算，电力企业消化30％后，实行煤电联动将使每千瓦时电价上涨0.7分。按上述方案，对农业和中小化肥电价暂不调整，工业、商业、居民用电每千瓦时需提价0.76分，可带动消费价格指数上升约0.04个百分点。以2003年用电量计算，工业、商业企业和居民全年将分别增加支出104亿元、16.3亿元和17.2亿元，对居民和商业用户影响不大（居民用电价格调整还需召开听证会）。高耗能工业企业已经实行差别电价，电价继续提高将造成成本增加。电解铝、钢铁、水泥、电石、氯碱、铁合金、煤炭单位成本每吨分别上升100元、3.2元、0.9元、21元、18元、32元和0.23元。其中电解铝上涨幅度最大，但从市场铝价看仍有承受的空间，其他企业总体上也都可以承受。

电力行业特别是火电类生产企业的利润被逐步侵蚀，行业毛利率明显下滑。对于电煤成本控制能力在区域平均水平的大多数发电企业而言，煤电联动将初步缓解其成本上涨压力。不过，由于煤电联动在具体执行中具有区域特点，各公司电煤价格波动和当地的平均煤价变动幅度相对关系，将直接关系各公司业绩变化。因而，煤电联动对电力行业的上市公司的影响会具有一定的差异性，苦乐不均在所难免，那些具备燃料成本控制能力、规模优势的企业，其业绩有望获得进一步改善。

煤炭行业受益更显著。煤电联动实际上为重点合同电煤和市场电煤价格接轨奠定了基础，将有利于煤炭合同执行率的提高，减少煤炭中间环节的非正常利润，客观上有利于煤炭行业业绩的提升。煤电联动方案在弥补了电力企业正常利润空间的同时，也为煤炭价格的上涨打开了后续空间。尽管新的价格形成机制会对煤炭价格走势产生短期影响，但从长期来看，影响煤炭价格的根本因素还是市场的供求关系。从需求方面讲，由于近两年建设的火电机组将集中在2005年和2006年投产，煤炭尤其是电煤的需求仍将大幅增长。另一方面，制约煤炭供应的运输瓶颈问题短期内难以解决。因此，2005年后煤炭价格上涨的动力继续增强。按照2004年2.84亿吨的合同电煤总量，如果电煤价格并轨，按各地区20-100元/吨不等的电煤差价计算，预计煤炭行业的利润将增加170亿。

四、目前价格联动机制存在的主要问题

应该说，即将实行的煤电价格联动机制能够缓解目前煤电价格的突出矛盾，但是具体操作起来仍然存在两个方面的问题：

1、煤价与电价信息难以统计监测。煤电价格联动价格机制的落实，将主要依靠政策部门对煤炭价格信息的掌握程度。目前我国煤炭市场的价格体系是一个分煤种、分地区、分经销商、分用户的复杂系统，而且几乎没有有效的价格统计监测体系。同时，电价体系是一个较为复杂的单一同质产品的价格体系，每个省、市、自治区的电价水平不一样；每个市、县、区的电价水平也有所不同；而在同一区域不同的电力用户其价格水平也有较大差异；甚至24小时之内，同一用户的价格也有正常电价与优惠价之分。对于发电企业来说，每个电厂的上网电价水平都存在较大差异。但是，如果以电厂上报的成本信息作为统计监测依据，又无法避免发电企业高报煤价上浮成本。

2、电价市场化改革与成本计算难以协调。煤电价格联动之后，电厂只能采用成本法来核定上网电价。否则，煤电价格联动将无法实施。这样，早就由于无法准确衡量电厂成本效率而为前人所诟病的成本法，将再次以行政法规的手段而不得不继续采用下去。这种情况下，电价市场化改革与成本法计算将难以协调在电力体制市场化改革的框架之下。一个明显的冲突是在同一个电网公司、不同电厂的上网电价必须依据竞价原则来确定。竞价的结果可能高于或者低于煤电价格联动之后的价格，这样，竞价上网机制与煤电价格联动的规定产生了冲突。而在竞价上网的前提下，控制煤炭价格涨幅也会在很大程度上导致市场的价格信号失灵。

五、解决目前问题应采取的措施

应该立足于市场来解决电煤价格与电力市场化改革的冲突，采取无形和有形的两只手有机结合的调控办法，形成供求平衡和合理的比价关系，具体可以从以下几个方面入手：

1、建立科学的电煤价格信息监测系统及指标体系。煤电价格联动的基础是合理的电煤价格信息监测系统，所以需要设立分煤种的煤炭交易量、交易价格统计指标体系，确定统计标准、采价点、报送制度、统计方法等，并在此基础上计算平均煤价及变化幅度，定期对外，以此作为煤电价格联动的计算依据。科学的电煤价格信息系统的建立有赖于煤炭行业价格实时监测体系的完善，这种检测可以从三个方面展开：一是对本地区发电用煤价格的监测，二是国有重点煤矿出矿价（车板价）和发电企业到厂煤价、从煤矿购煤的车板价进行监测，三是检测地方国有煤矿、乡镇煤矿占发电用煤的比重变化。根据监测结果，对价格进行分类分析，同时将三方面的监测结果进行对接。

2、建立成本预算体系，合理核定电价，与电煤价格相衔接。电力定价是否合理是影响煤电价格联动以及电力改革成败的关键因素之一。电价的核定原则要与改期的首要目标相一致，电价水平要使股东有较高的回报，吸引投资，加快电力建设。同时，要有利于提高效率，让用户分享提高效率的成果。在电价核定中应该遵循以下的基本原则：一是成本补偿原则，电价能够补偿合理的成本支出。二是合理报酬原则，电价能够让股东有合理回报。三是公平负担原则，用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。同时实行“节点控制”，竞争环节的电价，由市场决定；垄断环节的电价，由监管机构或政府核定并监管。在这些原则的指导之下，建立灵活的、能够及时反映煤价变化的电价调整机制，为进一步改革创造条件，保持煤、电价格的基本稳定。另外，政策部门应该鼓励煤炭、电力企业签订长期合同，并依法对电煤价格进行适当调控。

3、电力监管分类指导，电力价格差别上网，实现电力能源的多元化体系。合理的价格机制是快速、健康发展电力能源的关键。在科学核定成本的基础上对垄断环节的价格进行管制，改革电价形成机制的核心是在建立电力市场的基础上，通过竞争形成上网电价，以引导企业千方百计降低造价，提高技术水平，降低燃料消耗，加强管理，降低成本，提高效益。从煤电价格联动导致的电价上调中直接受益的是水利发电公司，而不同类型的发电企业其发电成本是不同的，按照成本与收益相匹配的原则，确立电力监管的分类指导，实行分类上网电价制度，同时实现电力价格的差异化、地区化以及多元化，即按照火力发电、水利发电、风力发电、太阳能发电、生物能发电等不同的技术类型和成本水平，确定不同的上网电价。同时，在条件成熟的时候，建立电力批发市场，实现电力库定价、期货市场定价并建立对冲市场，完善价格信息技术系统和结算系统。

六、实施煤电联动机制应注意的七大问题

1、在电价还没有真正市场化之前,煤电价格联动要建立一个长效的机制,电价和煤价应随市场行情升降,不能只升不降,避免联动措施被误解为涨价信号。

2、煤电联动后,电价调整不宜过于频繁,不但要考虑全国范围内的调整,还要考虑到区域内电价的调整,避免频繁调整引发社会大范围的震荡。

由于电价调整牵涉到社会的方方面面,必然会对相关产业以及企业产生巨大影响,还要耗费大量的人力和物力,如果选择调整时间短,需要调整的次数就会增加,一方面增加政府的工作压力,另一方面会令社会感到政府决策变化太快,不利于政策的实施。

另外,电价调整还得考虑区域的差别性,产煤大省可以凭借煤炭出矿价的变动情况来调整,但那些不是产煤大省的区域就很难用煤炭出矿价来衡量是否调整电价。

再者,由于区域分布不同,每个省的煤炭价格变化幅度会因中间费用不同而有所不同,可能会出现一个消费煤的省份的价格变化幅度大,远远超过煤电联动所规定的幅度,而另外一个省的幅度却没有达到。

3、煤电联动后,煤、电价调整时间应和煤炭价格运行规律相联系,应选择在煤炭价格相对平稳的时期调整,要注意错开煤炭的消费高峰期。

在当前煤炭供求相对紧张的形势下,实施煤电价格联动,重点合同电煤的价格可能会上升,从而促进整个市场煤价上扬。另一方面,从煤炭消费的规律来看,其价格波动有一定的规律性,一般来讲,冬季(特别是年底)和夏季用煤高峰,再加上运力赶上春运和暑假客流高峰,煤炭价格波动较大。因此,建议实施煤电价格联动后,煤、电价调整时间应错开这两个时间段,从而有利于稳定煤炭市场。

4、煤电联动后,要有一个能够反映一段时期内煤炭价格变动情况的煤炭价格指数和一个健全和完善电煤价格的监测体系,这是做好煤电价格联动措施最重要的基础工作。

5、煤电联动后,对煤炭价格上涨幅度的判断问题,不能单看煤炭出矿价上涨幅度,还要看煤炭到厂价格变化幅度以及中间流通环节费用的变化情况。

其次,进行联动时,如果只考虑规定时间内累计涨价幅度,可能会出现这种情况:前几个月价格平稳甚至下降,到最后一个月价格出现暴涨,其累计幅度仍超过规定幅度。因此,还应考虑该时期内每个月的变动情况,以此判定煤炭价格是否长期处于一个涨价的阶段,还是一个暂时的现象。

6、煤电联动后,电价调整应以促进工业经济结构调整为主,以调整工业用电价格为主,尽量避免居民生活用电涨幅过大。

此次全国出现的大面积“煤荒”和“电荒”很大程度上在于工业经济发展速度太快,重工业化日益明显,对煤电的需求大幅度增加。因此,在煤电联动后,电价的调整应以促进工业经济结构调整为主,通过市场和行政化的手段来淘汰一些产能过剩而又高耗能的企业,从而达到经济的"软着陆",进而促进电煤供求新的平衡。

7、煤电联动后,需要调整和协调煤炭、电力行业等相关各方的利益关系,避免出现地方保护主义。首先是国家重点煤矿、地方重点煤矿和乡镇矿三者之间的利益关系；其次是地方电厂与国电系统电厂上网电价和利益关系；第三是国家利益、地方利益和企业利益之间的关系。

七、煤电价格联动机制进一步演进的思考

从整体的煤电企业改革来看，煤电价格联动机制对于缓解因目前能源供应紧缺而造成的煤电企业间矛盾有一定的作用，但是它并不能够从根本上解决新一轮经济发展过程中凸现出的能源瓶颈问题。所以，煤电价格联动机制仅仅是制度演化历程中的一个中间环节。笔者认为，如果从深层次上解决上述矛盾，必须要努力降低“两个比重”，即电力占整个能源使用量的比重以及火电发电占整个发电总量的比重，从而降低了其他工业企业对于电力以及发电企业对于煤炭这样不可再生能源的需求依存度。因此，若要从根本上解决问题，可以从以下几个方面入手：

1、逐步改变用电企业的能源需求结构，鼓励使用可再生能源，同时逐步建立电力分级价格体系，按照使用量累进计价的方法，形成“越用越贵”的预算约束机制，促进用电企业采取多种手段提高电力的使用效率。

2、鼓励电力企业挖潜改造，降低运营成本，提高经营效率。

3、促进煤炭企业技术革新，引进国外先进的采煤技术，提高电煤的产量以及质量，这样也为电力企业降耗增产创造良好条件。

4、进一步完善煤电价格联动机制，通过市场化的手段形成煤电企业之间的半紧密型以及紧密型的战略联盟，促进煤电企业纵向一体化机制的形成，最终降低上游产业价格上涨风险，从根本上解决电煤价格传导产生的煤电矛盾。

总之，从短期而言，完善缓解目前突出矛盾的价格联动机制是必要的，而从长远来看，转变经济增长方式，落实科学的发展观，是未来能源发展与改革的基础。尽管煤电价格联动在一定程度上可以缓解电煤成本上涨的压力，但是并不能够从根本上解决电煤价格上升对火电企业带来的成本冲击，而电力改革也需要在煤电价格联动后进一步得到深化。目前,我国电力市场改革不完全,电力企业很难通过内部消化成本来解决,市场自发的“煤电联动”无法出现,只能求助于带有行政性质的“煤电联动”来协调解决,因此,目前用行政办法采取煤电联动过渡是权宜之计,是治标的方法,电煤纠纷的最终解决还取决于电力改革的进展情况,通过电价市场化来最终形成市场化的“煤电联动”来化解。