煤电博弈激化致250万吨煤炭积压广州港

　　6月24日，一年一度的广东省海上南北航线煤炭运输座谈会在广州悄然召开，来自国家交通运输部、国家发改委、广东经贸委的有关官员，广东煤炭行业运销协会负责人、全国各大煤炭企业、各大港口，国内水陆运输巨头、广东各大电厂等100多名代表济济一堂，共商广东煤炭供应运输大计。外行人也许看不懂，在这样一个年度例行会议上，表面宽松的气氛下暗暗蕴藏着煤、电、运三方的紧张博弈。

　　一边是金融危机下煤炭需求下降导致煤炭压港、出口骤减，一边是发电企业仍喊“煤渴”，大肆从国外购煤曲线救国；产煤量占全国7成左右、有“煤海”之称的山西，今年却破天荒地闹起了“煤荒”———国内煤电之间的争端虽然时日长久，但波及全球的世界金融危机，使得国内煤电博弈、煤电矛盾冲突愈演愈烈，今年以来出现的各种背离现象也更让政府和企业各方忧心。

　　【现象】

　　电企煤炭频频告急港口存煤居高不下

　　怪现象一

　　“煤海”闹“煤荒”

　　6月初，历经半年拉锯的电煤暗战，终于走出一步“和棋”：在政府部门的协调斡旋下，五大国家电力公司与山东大型煤炭企业兖煤公司签订了2009年度重点电煤销售合同；平均含税基准价与2008年度相比，每吨增加了17.83元，涨幅为4%。同样走出这一步的还有贵州省的煤炭企业。

　　这距离2009年煤电冲突僵局的出现，已过去了半年。山东、贵州电煤合同的签订能否成为加快落实其他重点电煤合同的催化剂？

　　有人评论，山东和贵州煤炭企业与发电企业的签约为旷日持久的煤电僵持撕开了一道口子，也许能为山西、内蒙古等其他产煤大省作出一个良好的示范效应。但也有人称，山东和贵州并不是一个产煤强省，两省煤炭企业的行为并不能作为市场参考，很难影响山西与内蒙古等省大煤炭企业的抉择。

　　事实上，今年以来，在煤炭和发电企业中，已经出现数不清的怪象，其中首当其冲的就是“煤海”之称的山西省闹“煤荒”。“目前山西一半以上的电厂电煤库存均处于7天的警戒线之下，很多电厂随时都有可能停机。”3月24日，山西省电力行业协会副理事长李建伟忧心忡忡地说：“与往年不同的是，不是因为没有煤，而是‘有煤用不上’。”

　　山西的电企连连喊饿，在全国并不是个别现象，只是更加典型。

　　人们已经知道的是，2009年全国煤炭产运需衔接合同订货会上国内五大电力公司与煤企一单未签即提前退场。这为山西等国内电力企业靠着大“煤矿”电煤库存却频频告急埋下了导火线。

　　怪现象二

　　升温的广州港

　　与电企惨淡经营相伴的是港口库存的升高。

　　“今年来广州港库存居高不下，港口煤炭库存达到250万吨，周边也超过50万吨，只要有空的地方都用来堆煤了！”广州港有关负责人在日前召开的广东省海上南北航线煤炭运输座谈会上大吐苦水，“如果秦皇岛煤炭紧张，我们可以运回去。”

　　可是我国最大的煤炭外运码头———秦皇岛煤炭压港又能好到哪里去呢？

　　与秦皇岛煤价走势相比，秦皇岛煤炭库存的波动程度远比价格要剧烈得多，去年11月份秦皇岛煤炭库存达到高峰水平近900万吨，国家发改委一度发起疏港倡议，今年3、4月份，受到山西限产等因素直降至300多万吨，国内煤炭生产经历了一个淡季，秦皇岛煤炭库存跌幅远远超过50%。从5月份起，秦皇岛码头再度处于一波上行轨道中，截至6月20日，秦皇岛煤炭库存总量已经达到599.7万吨，同时煤炭进港量大于出港量的情况仍在继续。

　　一位业内人士表示，秦皇岛煤炭码头和价格是我国煤炭市场的“晴雨表”，今年前期秦皇岛码头煤炭库存低水平运行，是煤炭企业限产的结果，并不能反映市场的真实需求，当下秦皇岛煤炭压港的现象才是目前国内煤炭业的真实状态，国内需求疲软、煤炭产能过剩仍将维持较长一段时间。

　　怪现象三

　　上半年进口倍增

　　与港口升温相关的则是国内煤炭的进出口水平。

　　广东是国内煤炭100%依靠外地调入或进口的省份，广东省1-5月进口煤841.1万吨，比去年同期大幅增长74.4%；价值5.2亿美元，增长69.8%，且有逐月增长的态势。“在未与国内煤企签订订货合同的情况下，依靠大量采购国外煤，广东电力企业煤炭供需达到一个弱平衡。”业内人士称。

　　广州海关提供的数据，广东2月份煤炭进口168.4万吨，同比增长73%，创2008年以来单月进口量新高，占据同期中国煤炭进口的34.43%。与此同时，1-2月份经广东口岸进口煤65%来自越南，同比增长近60%。

　　“4月份广州港煤炭进口量可望保持两位数增长，其中越南煤仍占大头。”广州港人士举例说，3月份广州港煤炭进口量为64万吨，比之2月份的56万吨增长14%，“海运费的降低、外煤相较内煤便宜的优势，加之粤电集团等大型企业从越南购煤是进口增长的重要推力”。

　　而据中国海关近日公布的数据，今年1-5月，我国进口煤量大幅增长，5月进口煤再创新高达943万吨，上月为916万吨。“由于中国煤炭企业和五大发电企业对年度合同电煤价格争执不下，以及国内低效小煤矿的关闭，导致进口煤需求大增。”业内人士分析说。

　　【分析】

　　金融危机加剧僵局煤电之争一时无解

　　“同是一根绳上的两只蚱蜢”，至少在较长一段时期内，煤与电唇齿相依的关系不会发生变化。在我国电源结构中，火电装机的比重一直在75%以上。根据中电联发布的数据，截止到2008年底，全国发电设备容量79253万千瓦，其中火电60132万千瓦，约占总容量的75.87%。

　　本是产业链条上的上下游，煤电之争却由来已久。从闹“煤荒”到煤炭大量滞销，金融危机的到来使得煤电之间博弈日趋激烈。究其根源，并非行业体征使然，仍是价格传导机制未理顺。上游煤炭价格已经基本实现市场化，而下游电力价格却没有放开。市场与计划的对峙一日不化解，煤电的矛盾就难以调和。

　　困局由来已久

　　今年煤电僵持的困局可追溯到去年底，在国家发改委组织召开的全国煤炭产运需衔接合同订货会上，煤炭企业与电力企业展开了一场价格博弈。国内多数煤炭企业坚持将2009年的煤炭合同价抬高10%，而在去年高煤价和用电量急速下滑中遭受巨额亏损的国内电力企业尤其是火电企业却坚持不接受煤价上升。“煤电之争”的火药味十足，最后双方无果而终提前退场。

　　事实上，电与煤的矛盾由来已久。过去电力行业在电煤价格上具有比煤炭行业强得多的议价能力，但随着国家取消了发电用煤的指导价，煤炭行业的市场化程度越来越高，而其他高耗能行业近几年的高速增长也在客观上提升了煤炭行业的地位，煤电双方在电煤价格上的矛盾终于在2002年底的长沙订货会上爆发。2007年，国家发改委将订货会改为产运需衔接合同订货会，旨在放开电煤价格任其市场化，无奈2007年-2008年的高煤价却不得不令发改委再次操心。

　　但受国际金融危机的影响，2008年下半年以来，钢铁、冶金等下游行业用电量大幅下降，导致国内电煤价格大幅“跳水”，业内普遍认为2009年国内煤炭形势供大于求，煤炭价格也存在较大的不确定性。加上国外煤炭需求疲软，国外资源充沛，国内外煤炭倒挂，使国内电力集团有了对煤炭企业置之不理的底气，依靠大量从国外进口煤炭，国内电力企业熬过了国内煤企缺席的空白期。

　　煤炭订货会不欢而散

　　直至2009年盛夏，煤企业和电力企业之间的坚冰仍未融化。6月中旬，曾有媒体爆出，山东煤矿企业与华能、华电和国电集团等五大电力集团及鲁能集团等电力公司签订了省内重点合同煤炭协议，价格是在去年年初重点合同电煤460元/吨的基础上上涨4%。不过，与对待任何有关签署重点合同煤的消息态度一样，华能立即出来“辟谣”。而类似的事情已经在2009年出现过多次。在经济寒冬里，煤与电剑拔弩张。

　　导火索在3月的福州就早已埋下。在传统的订货会上，除煤炭方面与一些地方电厂签订合同外，华能、大唐、国电、华电、中电投等五大发电集团一单未签，有的甚至拂袖闪人。

　　经济低迷，大家日子都不好过，但是煤炭企业并未松口。山西焦煤、龙煤、平顶山煤业等大型煤炭企业，仍坚持重点合同煤价有所上浮的要求。尽管外部环境对自己不利，但他们有自己的说辞，从明年1月1日开始，矿产品增值税从13%调整到17%，一吨煤价按400元算，400元乘以17%等于68元，将大大加重煤炭企业的负担。此外，市面上热炒的资源税概念，也让煤企不得不提防。

　　五大电力集团则认为，电力企业从2008年就开始单独承担节节高升的成本，火电行业亏损700多亿元，因此要求在去年的基础上每吨降价50元。

　　一个要提价，一个要降价，双方不欢而散。

　　价格传导机制受阻

　　从更深的根源来看，历时久远的煤电拉锯正是“市场煤，计划电”的结果。近几年来，煤炭价格市场化改革步子较大，速度较快，市场化程度较高，作为主要用户的电力、冶金、化工、建材等行业，除电力外其他行业都已实行了市场化改革，产品价格可以随行就市。只有电力行业的市场化改革较慢，电力产品的市场化程度较低，电力价格由国家有关部门制定，产品价格的高低不能随市场的变化而变化。

　　因此，最近几年由于能源紧张，煤炭价格持续上涨，虽然电力产品价格有所上调，但是涨价幅度不及煤炭的涨价幅度大，造成电力产品的生产成本不断增加，而电力价格没有同比例上调，电力企业的利润不断下滑，亏损不断增加，企业经营困难。

　　对于煤电双方来说，一方面，煤炭行业因资源的稀缺性要求煤炭产品按照市场的供求情况定价，取消煤炭价格双轨制，适当提高煤炭的价格；另一方面，电力行业由于发电成本不断升高，销售价格受到国家控制，没有完全实现电力价格市场化，造成成本无法自身消化和向下游顺利传递。这样就出现了市场煤和计划电之说，产生了煤电双方很难解决的电煤价格之争。

　　由于重点煤炭合同主要在每年一度的全国煤炭订货会上签订，签订合同集中，涉及企业较多，范围较大，出现的矛盾也就多。重点电煤合同价格主要在订货会上确定，煤电价格之争就会比较明显地在订货会上暴露出来，甚至出现煤电双方因价格问题产生的激烈对峙，并很难在现有体制下顺利解决。

　　停滞的煤电联动

　　厦门大学中国能源研究中心主任林伯强认为，煤电之争的根源在并非利益主体的冲突，而是两种体制的抗衡。也就是说，中国煤电市场的“双轨制”，放开的煤炭价格，以及被严格控制的电价。当计划遇到市场，冲突就不可避免的爆发了。

　　煤炭市场在1993年放开后，由于担心完全放开无法保障电力供应。因此，国内的煤价长期存在着两套价格体系，一套是电煤价格，一套是其他行业用煤的市场价格。而在电煤方面，又存在着计划内电煤价格和计划外电煤价格两种。

　　面对手心手背都是肉的国有企业，决策部门也并非全无作为。早在1993年至2001年，国家计委就曾经尝试在对电煤价格实行指导价的同时，对电价实行“顺价”政策。即国家确定一个煤炭指导价，由企业执行，在煤炭价格上涨的情况下，电力价格相应提高，使电力企业消化部分因煤价提高而增加的成本。从计委的初衷来看，原本就是想建立一种煤炭、电力价格联动机制。

　　面对旷日持久的矛盾，2004年年底，发改委延续了“顺价”思路，出台一项名为“煤电联动”的政策。不过，这一政策在煤电联动政策始于2004年年底。

　　不过，煤电联动也没有挣脱短命的悲剧。在2005年和2006年执行过两次，2007年和2008年，尽管电煤价格大幅上涨，CPI月月高升，由于担心电价的上调会给CPI火上浇油，煤电联动再也没有动起来。

　　【出路】

　　短期还得要发改委出来“劝架”

　　随着迎峰度夏用电高峰时期的到来，煤电矛盾所带来的一系列问题日益凸显。“从长期来看，解决煤电争端还是要理顺电价，推动电力市场化。从短期来看，大家都在等着发改委出来调解。”有业内人士分析，日益焦灼的局面事实上对双方都不利：出口不畅内销不通，导致煤炭企业库存大量积压，运营成本上升；随着用电高峰的来临，电力安全生产需要稳定的能源保障。

　　在6月24日的广东省海上南北航线煤炭运输座谈会上，多家电企与煤企表示，希望政府出面，破解困局。

　　在此前结束的2009年煤炭订货会上，发改委相关负责人曾经强调，煤炭价格要继续发挥市场机制作用，由供需双方企业协商确定，完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制。虽然发改委表态不干预煤电双方的谈判，将遵守“市场规律”，然而事实上，这并不能解决煤炭企业要涨价，电力企业要降价的严重分歧。

　　在24日的座谈会上，发改委的相关负责人向记者表示，对煤电目前的状况十分担忧，相关部门正在积极展开调研。至于将具体出台什么政策以及何时推出，他没有给予正面回应。

　　【记者观察】

　　煤电矛盾只能依靠

　　市场机制来解决

　　经济学上有一个术语，“路径依赖”，它的含义是指人类社会中的技术演进或制度变迁均有类似于物理学中的惯性，即一旦进入某一路径(无论是“好”还是“坏”)就可能对这种路径产生依赖。被搁置的煤电联动就是佐证。

　　面对被“锁定”的电价，电力企业不得不考虑尝试其他的路。

　　从2008年开始深受“缺煤之苦”的五大发电集团也加快向煤炭领域进军的步伐。资料显示，中电投集团在煤电运一体化的方向上已颇有成果。2008年，中电投集团对原中电霍煤进行重组，以中电霍煤、白音华煤电公司及区域为单元对资产重新进行整合，实现煤炭生产3700万吨；电力在建及运营装机达到777万千瓦。2008年3月11日，中电投和中海运在京签署《战略合作框架协议》。双方将做大做强合资公司上海友好航运公司，重点保障中电投电煤“北煤南运”。

　　今年2月初，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝在全国能源工作会议上说，2009年在大型煤炭基地、整装煤田、低热值煤集中产区，要大力推进大型煤电基地建设。

　　2009年，电力企业想出了更“绝”的招，海外进口电煤。据统计，我国去年一整年煤炭进口了4040万吨，电煤3000多万吨，而今年从一季度到4月份来看，远远超过了去年的数量。”中国电力(2.49,-0.01,-0.40%)企业联合会的一位高层透露。

　　业内人士告诉记者，不管是煤电联营，还是海外购买，都是权宜之计，煤电矛盾只能依靠市场机制来解决。

　　在厦门大学中国能源研究中心主任林伯强教授看来，首先还是要推动煤电联动，如果连煤电联动都不愿意的话，那改革就更难推行，是个过渡性的措施，但很重要，要理顺煤电关系，先要联动起来。

　　“至于电力行业改革，是个很模糊的事情，我的建议是，如果价格不改，那干脆就什么都不要改，因为所有实质性的改革都会牵涉到价格。”

　　林伯强还指出，煤电联动的意义在于，首先能为电力行业提供一个相对确定的商业运行环境，吸引民营、外资进入该领域，打破国企之间竞争的局限性，解决能源企业的效率问题。

　　不过，也有专家指出，煤电联动实行已经快四年，现实已经证明它不可能有所作为，不仅对解决当前的煤电之争毫无意义，而且将背离电力体制改革的最终目标，即形成市场化的价格机制。

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