电煤价格的市场化改革

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我国的能源储备特点决定了煤炭在能源结构中的主导地位，长期以来，煤炭占我国一次消费的比重为70％左右，是维护经济发展的重要物质投入。为了促进煤炭行业的健康发展，我国从1984年开始进行煤炭价格形成机制改革，以价格手段促进煤炭增产和企业发展。与石油和天然气相比，我国煤炭价格形成机制的市场化改革开始较早，并取得了一定的成效。现阶段，除电煤以外，各种煤炭产品已经基本上实现了市场化定价。2002年，国家取消了电煤指导价，这标志着占煤炭消费一半以上的电煤价格市场化改革正式进入探讨和实践阶段。由于电力行业在国民经济中的特殊地位，电煤价格改革一直伴随着政府的干预，没有真正实现市场化定价，也没有理顺政府调控与市场资源配置之间的关系。时至今日，深化电煤价格形成机制改革仍是我国能源价格形成机制改革的重点和难点。

电煤价格形成机制改革的难点和价格调控的实施效果

从国家价格主管部门出台的文件可以看出，电煤价格改革的指导原则是积极推进市场化定价。但是，电煤价格形成机制市场化改革面临两个难点：一是处于产业链下游的电力行业没有实现市场化定价，电煤价格的变化难以及时、顺畅地传导到下游。二是燃煤发电在我国发电总量中的比重较大，中电联的数据显示，2009年，火电占我国全部发电量的81.81％；截至2009年底。全国火电装机容量6.51亿千瓦，其中煤电5.99亿千瓦，占全国火电装机容量的92％，这就决定了电煤和电力价格波动可能会影响全社会的生产和生活成本，从而影响物价总水平和社会稳定。此外，燃煤发电价格的波动必将引起火电、水电以及风电之间比价关系的变动，从而影响我国能源结构未来的调整方向和经济增长的平稳性。

基于上述两个方面的原因，国家虽然在原则上鼓励依靠市场的资源配置作用促进电煤价格的改革，但是在现实中依然不断地利用指导价格、行政限价等多种方式干预电煤价格，特别是在价格上涨周期，这种干预体现的尤为明显。近年来，随着经济增长对煤炭需求的不断上升，煤炭价格上涨趋势比较明显，在这种条件下，干预价格成为电煤价格形成机制的主要方式。

我国对电煤价格的干预手段主要有两种，一是采取指导价格、行政限价等手段，直接干预价格水平；二是采取煤电联动的方式，将煤炭价格上涨的部分向下游转移，但是严格规定价格上涨的幅度和时间。2002年到2004年底，价格主管部门一直采取限制价格的方式，如2002年、2003年电煤订货会在国家多次协调下达成一致；2003年4月国家有关部门给山西和五大发电公司的通知中明确规定了电煤价格的上涨幅度；2004年8月，国家发改委对河南、安徽、山东、山西、陕西5个煤炭主产省的电煤价格实行临时性干预措施。

2004年底，国家出台煤电联动的方案，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期的变化幅度达到或超过5％，将要求电力企业消化30％的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化进行调整，以弥补发电厂成本的增加。2005年5月、2006年7月实行了两次煤电联动。此后，由于电煤价格与市场煤价间存在的价差过大，煤电联动政策并没有被严格执行。

2008年，国家放弃煤电联动的方式，继续采取直接的价格干预措施。2008年6月，国家发改委对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价不得超过2008年6月19日的实际结算价格。同时，自2008年7月1日起，将全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱。2010年6月25日，国家发展改革委有关司局先后与国内主要煤炭集团座谈，要求主要煤炭企业维持年度合同煤价不能变，已涨价的煤炭企业要在6月底前退回。

无论是行政限价还是煤电联动，从实际效果来看，都在一定程度上促进了电煤合同的签订，但是这两种方法都没有从根本上解决问题，甚至恶化了煤电行业的关系。在价格不反映真实价值的条件下，价格的资源配置作用会被扭曲，煤炭企业没有动力保质保量地完成电煤合同。2002年以前，我国重点合同电煤与市场电煤价每吨价差低于30元，2003年为33元，2005年超过50元，2007年超过100元，2008年，价差高达138元，2003年至2008年，价格差距拉大了3.2倍。2010年这个价差进一步扩大，以神华为例，其2010年基准合同煤价格为570元／吨，秦皇岛5500大卡动力煤价格为760元／吨，差距接近200元。巨大的差价是导致煤电企业关系紧张的重要原因，不断出台的行政限价则会进一步加剧矛盾。

对电力企业而言，行政限价虽然表面上遏制了发电成本的过快上升，但是却不能防止煤炭企业利用以次充好、缺斤短两等“变相涨价”的方法降低电煤合同的执行效率。据统计，在2008年出台电煤限价令之后，部分地区的重点合同煤兑现率下降到了60％。2008年，全国口径燃煤发热量为19兆焦、4544大卡，比2003年下降了约400大卡。从2000年到2007年，全国原煤平均发热量下降了10.7％。虽然电煤价格波动不大，但是电煤合同兑现率的下降和电煤质量的下降却进一步推高了火电企业的成本。

煤电联动的方法可以避免行政限价的弊端，缓解煤电行业的紧张关系。但是，煤电联动只是市场价格形成机制不健全的条件下促进价格传导的手段，不是解决问题的根本方法。并且有效地实施煤电联动机制是有前提条件的：一是具备完善的煤炭市场制度，市场机制健全，能形成反映真实价值的电煤价格，市场具有甄别煤炭价格波动是否合理的能力；二是具有竞争性的电力市场制度，能明确甄别发电企业的成本和利润信息；三是具备科学的煤电联动方法，在综合考虑各种影响因素的基础上能对价格实施动态调整；四是具备实施煤电联动的合理时机，尽量减少由于煤电联动对物价总水平、经济增长以及就业等基本经济指标带来的不良冲击；五是具有合理的能源结构和能源比价关系，煤电联动不会阻碍水电、风电的发展。

现阶段我国并不具备实施煤电联动的基本条件

科学的煤电联动机制是建立在完善的煤炭和电力市场基础上的。现阶段，我国还不具备实施煤电联动的基本条件。第一，近年来煤炭价格上涨基本符合市场价格形成规律和转变经济发展方式的需要，具有一定的合理性，但是我国尚未建立完善的煤炭市场，其价格形成机制存在缺陷，制约了煤电联动的效果。煤炭价格合理上涨主要有两个方面的原因，一是出于环境保护和可持续发展的需要，我国建立的资源保护机制客观上推高了煤炭生产的成本，从而推高了价格水平。目前，我国煤炭行业涉及的税收和基金主要有资源税、增值税、

所得税、资源补偿费、教育费附加、城市建设维护税、铁路建设基金、煤炭能源基地建设基金、煤炭水资源补偿费、煤炭价格调节基金、焦炭能源基金等。以山西为例，实施资源补偿机制以来，山西地区2007年每吨煤成本上升70元左右。另一方面煤炭价格合理上涨源于安全生产和资源整合的需要，我国的煤炭生产大省进一步加强了对小煤矿关停并转的力度，截至2009年10月底，山西省年产30万吨以下的矿井全部淘汰关闭，陕西、河南等省纷纷效仿，客观上加剧了煤炭供应压力，2009年我国原煤供求缺口达到3239.8万吨，这在客观上推高了煤炭价格。

但是也应该看到，煤炭价格上涨也有很多不合理的因素。一方面，铁路运输费用的快速上涨放大了电煤价格上涨的幅度。以山西5800大卡煤炭为例，山西坑口价为580元，吨，山西车板价为670元／吨，而秦皇岛到港价为785元～795元／吨。日益高企的运费中既有运力紧张的原因，也有管理成本、交易成本过高的原因。现有的煤炭价格形成机制改革难以解决煤炭与铁路、公路的运输关系问题。另一方面，我国目前还不具备健全的煤炭期货市场，缺乏稳定煤炭市场价格的机制。市场形成的煤炭价格波动较大，给实施煤电联动带来一定的难度。在煤炭价格形成机制尚不完善的条件下，不加分析和监管的实施煤电联动，一方面会放大不合理的煤炭价格上涨对发电企业的影响，另一方面会增加煤炭企业提高价格、增加利润的动力，不利于煤炭企业提高经营效率。

第二，与煤炭企业相比，电力行业的竞争程度更低，其生产成本和利润的信息更加不透明。在这种条件下实施煤电联动会弱化电力企业提高经营效率，降低成本的动力。近年来我国推行的厂网分离、竞价上网政策确实提高了发电环节的竞争程度，但是发电企业的市场集中度仍然较高，其价格谈判能力较强。在不明确发电企业的成本利润信息的条件下，推行煤电联动制度可能造成煤、电价格轮番二涨，推高经济增长的成本和物价总水平，制约经济健康发展。此外，推行煤电联动可能会制约我国发电结构的优化和低碳经济的发展。水电、风电等具有初始投入高、收益回收较慢的特点，燃煤发电的成本较低、技术成熟，这也是我国以燃煤为主的火电比例高的原因。燃煤发电对环境的破坏作用很大，是二氧化碳排放的主要来源，我国近年来大力提倡优化发电结构，其中燃煤使用成本的合理上升是推动发电企业优化发电结构的有效动力，实施煤电联动会弱化这种动力，不利于我国节能减排目标的实现。

第三，现阶段我国通货膨胀压力加大，推行煤电联动可能会推高通货膨胀预期，增加宏观调控的难度。能源价格，特别是电力价格是工业生产的主要成本，也影响居民可支配收入水平。随着我国能源对外依存度的上升，国际石油、天然气等能源价格上升对国内产品价格的推动作用已经显现，如果煤炭、电力等价格上升，并向下游传导，可能会形成成本推动型的通货膨胀。即使没有发生大规模的通货膨胀，也会促进通货膨胀预期的形成，在外需疲软、内需尚待加强、缺乏新的经济增长点的条件下，通货膨胀预期的形成会使国家在制定利率、汇率等货币政策时陷入两难。

现阶段电煤价格形成机制改革的政策建议

实施行政限价和煤电联动都难以有效解决电煤价格形成中存在的问题。我国理论界对这个问题的解决有不同的观点：一是主张恢复实施煤电的价格横向双轨制；二是提出改善煤炭订货方式，推行长期合约；三是鼓励打破电力市场的垄断，以市场力量制定电煤价格，协调煤电行业发展；四是实施煤电行业一体化经营。前两种方案是权益之计，是电煤价格市场化改革的倒退；后两种方案需要长期的改革，难以在短期内解决问题。

至于深化电煤价格形成机制改革的政策建议，本文提出应坚持电煤价格市场化改革的方向，国家价格主管部门应转变价格监管的方式，将对价格水平的干预转变为对价格形成机制的监管，在保障经济稳定发展的同时，充分发挥市场的配置作用。

第一，坚持电煤价格市场化的趋向，逐步推行电煤价格与市场煤的接轨，将对煤炭价格的监管集中在促进完全成本的核算。煤炭完全成本包含五个方面，即生产成本、产权价值补偿和代际公平成本、环境成本、风险和不确定性成本以及必要的成本核减。科学的煤炭价格是建立在完全成本补偿加合理利润基础上的，在此基础上形成的煤炭价格作为电煤价格的基准，并以此作为电煤谈判的标准。同时，理顺煤炭与铁路、公路运输的关系，逐步取消卖方负担铁路建设费等不合理收费，并对运输成本和运输管理体制实施有效的监管。

第二，在电煤市场化改革的基础上，认真研究电煤价格上升对电力行业的影响，究竟是造成了电力行业的亏损还是压缩了电力行业的利润空间，并对实际亏损进行补贴。具体措施包括进一步在发电环节引入竞争，鼓励多种资本进入发电市场，以市场竞争促进经营效率的提升；尽快出台对发电企业的成本监审办法，明确发电企业的成本标准，准确地核算发电企业的利润水平。同时，完善对发电企业发展水电、风电等新能源的鼓励和补贴政策，鼓励发电企业优化发电结构。

第三，认真研究电煤价格波动带来的电力价格波动等对物价总水平、通货膨胀预期、经济增长速度以及就业等经济指标的具体影响，对不同的受众和行业实施差别化的电力价格。对于居民用电、新兴高科技企业等产业，在充分考虑其价格承受能力的基础上制定价格水平，并保持价格的稳定性。在电力价格快速上涨周期，对生活困难的居民和需扶植的新兴产业可实行财政补贴。对于高耗能、高污染的行业则应按照电煤价格提高的比例提高电力价格，以价格手段抑制这些产业的发展，保证电力行业的合理利润，促进经济增长方式的转变。