張銳

以市場化為取向的改革路徑總在人們的祈盼中向前延伸著。伴隨著自2013年元旦開始管理層取消對合同電煤價格漲幅和市場交易電煤最高限價的規(guī)定，實施近20年之久的電煤價格“雙軌制”隨后走向終結，同時更具“糾偏”意義的煤電聯(lián)動機制即將啟動，電力市場化改革的大門由此洞然打開。

市場性顛覆

借助于中國經濟的持續(xù)擴張以及城市化腳步不斷加快的強大動力，中國煤炭價格自2000年起演繹了長達10年的續(xù)升浪潮。資料顯示，在號稱煤炭市場的“黃金十年”中，國內煤炭價格上漲幅度約554%，即使在全球金融危機和歐債危機肆虐與蔓延的四年時間中，由于受到美聯(lián)儲“量化寬松”政策和國內4萬億財政投資的刺激，煤炭價格也是居高不下。正是在煤炭也瘋狂的背景下，出于稀釋以往三年中煤炭價格的連續(xù)上漲從而增大發(fā)電企業(yè)成本并誘發(fā)通貨膨脹的壓力，國家發(fā)改委于2011年底出臺《關于加強發(fā)電用煤價格調控的通知》，明確要求2012年電煤合同價格上漲幅度不得超過5%，5500大卡的電煤平倉價最高不得超過每噸800元。這種突擊式的政策安排當時被許多市場人士解讀為煤炭市場化進程的倒退。

然而，計劃趕不上變化。伴隨著國內經濟增幅在2012年的顯著萎縮，煤炭市場供不應求的生態(tài)被強力改寫，供過于求的市場脈象清晰可見。據中國煤炭工業(yè)協(xié)會的統(tǒng)計數(shù)據，2012年全年，全國煤炭產量突破37億噸，同比增長5.1%；相比于供給，2012年全國煤炭消費總量約為38億噸，增幅同比降低5.6個百分點。顯然，如果僅僅從國內煤炭產需層面觀察就很容易得出供不應求的結論，但必須注意到，除了煤炭的自我供給之外，還有另一個強大的供給力量——進口供給。

由于發(fā)達經濟體復蘇力度較弱，加之新興市場國家經濟增速的減緩，以及美國頁巖氣開發(fā)加速并減少煤炭使用量等因素影響，2012年全球煤炭需求持續(xù)萎靡；與此同時，澳大利亞、印尼等國家煤炭供應能力均有不同程度增加，煤炭出口也隨之上升，而中國則再次扮演了全球最大煤炭進口國的角色。據中國煤炭運銷協(xié)會的數(shù)據顯示，2012年我國累計凈進口煤炭量達到2.7億噸，因此，如果加上國內自有的煤炭產量，2012年我國煤炭有效供給量可達39.65億噸，相比于需求超出1.9億噸。與供求市場生態(tài)相匹配，2012年全社會煤炭庫存量約為3億噸，其中，煤炭企業(yè)存煤約1. 1億噸，市場去庫存的壓力不可小覷。

煤炭價格及時地反應了市場的供求結構。據國家發(fā)改委發(fā)布的數(shù)據顯示，2012年，環(huán)渤海地區(qū)港口發(fā)熱量5500大卡市場動力煤綜合平均價格報收維持在640元/噸左右，與去年同期相比下降了205元/噸，同期秦皇島港發(fā)熱量5500大卡市場動力煤價格為635～645元/噸，比年初下降165元/噸，同比下降215元/噸。值得關注的是，兩地目前的電煤合同價為600元/噸，現(xiàn)貨價640元，合同煤價與市場煤價已經相差無幾。在這種情況下，原先設定的5%漲幅和800元的兩道紅線形同虛設，相應地，管理層對于煤炭價格的臨時干預不得不自生自滅。

電煤價格并軌

電煤價格臨時干預措施的取消所產生的積極意義并不只停留在政府在價格管制力度的放松之上，隨之而來的所牽引出的是已經運行了近20年之久的煤炭價格“雙軌制”的終結。出于穩(wěn)定電價進而穩(wěn)定物價的目的，我國在1993年進行了煤炭價格部分市場化的改革，從而形成了“計劃煤”和“市場煤”并存的價格“雙軌制”?！坝媱澝骸庇址Q重點合同煤，一般是每年年初煤炭企業(yè)和電力企業(yè)簽訂合同，鎖定一年的供應量，同時鐵路部門承擔該部分煤炭的運力，每年國內重點合同量大致在10億噸左右；而“市場煤”是指電力企業(yè)從市場采購的電煤，價格隨行就市。資料顯示，煤炭供應緊張的高峰時期，“市場煤”價格往往比“合同煤”價格高出200元。

無疑，“雙軌制”一定程度上發(fā)揮了“雙軌”的作用：一方面，電煤的部分市場化使煤炭企業(yè)獲得了謀求自身利益的商業(yè)空間，而且在煤炭總體供給偏緊的行情中，煤炭企業(yè)完全可以通過自己占據優(yōu)勢的話語權獲取更多的商業(yè)博弈籌碼，從而使得國內煤炭企業(yè)在過去10年中實現(xiàn)了快速的擴張和強身。一個可以說明問題的數(shù)據是，2000年國內煤炭行業(yè)尚處于全行業(yè)虧損狀態(tài)，但10年之后卻轉為實現(xiàn)盈利4342億元。另一方面，“計劃煤”使得電力企業(yè)以低成本獲得了穩(wěn)定的燃料供應，從而確保了電價的穩(wěn)定進而相對鎖定了企業(yè)和居民的生產與生活成本。然而，這種逆市場的行政措施卻在制造市場不公平的同時也極大地扭曲了市場本身所固有的調節(jié)機制。

電煤生產企業(yè)可以說是“雙軌制”的最大犧牲者。以煤炭供應最為吃緊的年份為例，由于市場價和合同價之間的差價達到每噸200元，如果銷售500萬噸的重點合同煤，電煤企業(yè)要損失數(shù)億元。從這一意義而言，“計劃煤”實際是對煤炭企業(yè)利益的強制性剝奪和轉移，并扼制了煤炭價格市場化改革的動力與生機。重要的是，由于政府對電價的管制，加之在“計劃煤”并不能滿足發(fā)電企業(yè)需求的市場常態(tài)下，電企必須購買高價的“市場煤”，從而使得電力企業(yè)的盈利空間受到極大擠壓。正是如此，電煤價格“雙軌制”推行以來，發(fā)電企業(yè)的用煤成本雖然得到了一定程度控制，但同樣未能逃脫年年虧損的厄運，其中中國華電集團等國家五大發(fā)電龍頭企業(yè)到目前為止火電仍有每千瓦時2-3分的歷史欠賬，并且從2008年到2012年的五年中共計虧損1051億元。一方面是電煤企業(yè)因利潤的被剝奪而憤憤不平，另一方面是電力企業(yè)因虧損而叫苦連天，“雙軌制”可以說是兩邊不討好，煤電矛盾也在這種特殊的制度環(huán)境中越積越深。

不僅如此，電煤價格“雙軌制”還引致了尋租與腐敗的叢生。由于重點合同煤與鐵路運力計劃掛鉤、地方政府對電煤產量具有下達計劃指標的權利，同時國家發(fā)改委還可以對電煤價格進行強制干預，如此種種不僅是一種“計劃經濟”的病態(tài)回歸，而且由于稀缺資源集中于政府少數(shù)部門或者少數(shù)人手中，權利的尋租以及市場的扭曲就必然發(fā)生。

幸運地是，市場已經充分注意到，在終止了對電煤價格的臨時干預措施之后，國務院辦公廳發(fā)布了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，明確宣布將取消電煤價格雙軌制，按照《指導意見》，原有的市場煤合同將轉為中長期合同，同時電煤重點合同也將被中長期合同取代，中長期合同由煤電企業(yè)協(xié)商確定，政府不再設置前置性基礎價格，中長期合同期限在兩年以上。“計劃煤”與“市場煤”有望完全接軌。

客觀地觀察，電煤價格并軌抓住了時下難得的歷史機遇期。與以往擔心在煤炭價格較高的時候推行價格并軌會導致電力價格出現(xiàn)較高漲幅、從而推高PPI和CPI以致增加企業(yè)和消費者的生產與生活成本完全不同，目前隨著煤炭市場的疲軟尤其是煤炭價格的走低，煤炭市場價和重點合同價已然趨同，發(fā)電企業(yè)受到的沖擊較小，而且電力供應相對寬松，此時，國家推進電煤價格并軌的壓力自然就小，改革的步伐也就更容易軟著陸。

打開煤電聯(lián)動之門

從制度創(chuàng)新的意義而言，電煤價格并軌的功效只逗留于煤炭行業(yè)內部，即解決了“計劃煤”和“市場煤”的矛盾，但并沒有緩釋“市場煤”與“計劃電”的沖突。特別是電煤市場化之后，在政府依然對電價實施管制的情況下，由于與煤炭價格占火電發(fā)電成本的70%至80%，因此發(fā)電企業(yè)更為擔心的是未來煤炭價格的上漲會進一步推高電企的運營成本，從而使自己陷入更嚴重虧損的窘境，正是如此，電力企業(yè)尤其是火電企業(yè)成為了電煤價格并軌的堅決反對者，同時也是實施煤電聯(lián)動的強烈呼吁者。

應當說，煤電聯(lián)動作為一種頂層設計成果我們并不陌生。早在2004年底，國家發(fā)改委就正式建立了煤電聯(lián)動機制，其核心內容是，電價聯(lián)動原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，則將相應調整電價。其中，電力企業(yè)自行消化30%的上漲成本。但是，由于執(zhí)行不到位以及時間滯后且調整幅度不到位，先后執(zhí)行了兩次的煤電聯(lián)動不僅無果而終，而且出現(xiàn)了煤價和電價齊漲的現(xiàn)象，正是如此，盡管后來因電煤價格上漲從而多次滿足聯(lián)動條件，但始終未開啟煤電聯(lián)動。

不過，改革的腳步一旦邁出就不會輕易縮回。在推動電煤價格并軌的基礎上，國務院在《關于深化電煤市場化改革的指導意見》中明確敲定了煤電聯(lián)動的新機制與新方案。按照新的政策設計，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業(yè)消化煤價波動的比例由30%調整為10%。很顯然，雖然電價的調整周期相比原先設計方案延長了半年，電價聯(lián)動似乎有些滯后，但管理層已經將電力企業(yè)自我消化煤價上漲成本的比例大大砍削了20個百分點，其對電企的呵護力度顯著增強。在這種情況下，更具實質性意義的電力市場化就可輕裝上陣。

未來煤炭價格的走勢直接決定著煤電聯(lián)動后的改革成效，因為任何市場化改革都不應該向消費者轉移成本或令其利益直接受損，質言之，如果未來因為煤炭價格上漲最終引發(fā)電力價格的輪番上漲，這種由消費者埋單的結果就有違改革的初衷。動態(tài)地分析，我國目前正處于工業(yè)化進程中，而且城市化進程將顯著加快，剛性的能源需求壓力和以煤為主的能源消費結構，決定了中長期里對煤炭仍然存在著較為強烈的需求，煤炭價格還具備一定的上升空間。據國際能源機構（IEA）的最新報告預計，中國煤炭消耗量到2014年將占全球煤炭需求量的50%以上，而且到2017年中國將一直是主要的煤炭消費國；不過，IEA特別指出，隨著中國經濟的再平衡，中國煤炭需求增長將放緩，特別是在國內生產總值增長基本保持穩(wěn)定的情況下，預計中國煤炭需求增速將遠低于過去10年的平均水平。除了經濟增速的放緩和趨穩(wěn)總體上約束了對煤炭的需求之外，出于謀求經濟模式的轉換，中國政府已經對國際社會做出“到2020年單位GDP的二氧化碳排放比2005下降40%～45%”的鄭重承諾，相應地使用煤炭的高耗能產能將受到強力抑制甚至淘汰。在這種背景下，即使煤炭價格在剛性需求力量的拉動下存在著上漲的沖動，但其脈沖的空間也會受到極大的制約。

必須強調，未來全球對于煤炭消耗量的弱化從而保證中國煤炭進口的需求也可以成為稀釋國內煤價上漲的一股力量。據國際能源機構的研究報告，過去十年，經合組織成員國在全球煤炭消費中的比重從47%降到 29%，其中2012年經合組織煤炭消費量下降了1.1%，降幅是歷史平均水平（-0.2%）的5倍。雖然今后五年全球煤炭消耗量仍每年將增長2.6%，但明顯低于本世紀前10年4.3%的增速。在其他經濟體煤炭需求量減弱的情況下，中國煤炭需求的進口將得到充分的保證，并從供給的角度抑制煤炭價格的上行空間。

顯然，煤電聯(lián)動之后因煤價上漲從而驅動電價上漲的未來因素并不十分強大。退一步而言，即便是受到國際大宗商品資源價格提升以及國內CPI揚升等因素的作用煤炭價格會出現(xiàn)周期性上揚，但管理層依然可以通過調控措施予以平抑。一方面政府可加快煤炭儲備機制建構，運用存量能源和動態(tài)儲備管理及時調控市場，另一方面可以借鑒石油行業(yè)征收特別收益金（即“暴利稅”）的辦法來抑制漲價沖動。與此同時，政策導向還可以加大國外資本和民營資本參與電力投資的力度，通過塑造和培植新的市場競爭主體來平抑電力壟斷力量的漲價沖動。

我們需要強調的是，與煤電聯(lián)動后對煤價上漲的擔憂相比，煤電聯(lián)動機制重啟所需要構建的基礎性技術系統(tǒng)更應值得關注和重視，尤其是目前必須加快形成百分之百煤炭價格的指數(shù)。資料顯示，目前我國煤炭價格指數(shù)有環(huán)渤海動力煤指數(shù)和中國動力煤價格指數(shù)，但兩者都不能反映國內實際到廠電煤的價格情況。如果沒有一個統(tǒng)一權威的、客觀反映國內實際煤炭價格的權威指數(shù)，煤電聯(lián)動就會失去最起碼的參照，市場也將不擾自亂。

還值得特別關注的是，在煤電聯(lián)動框架機制中，電價還只是隨著煤價作著被動的調整，也就是說，電力企業(yè)只是根據成本變動但未能根據市場供需變化因素而充分調整價格，相應地電煤市場的改革依然處于不徹底狀態(tài)之中。這也就意味著，完全依賴煤電聯(lián)動機制還并不能準確反應能源資源的價值。因此，理順電力體制和塑造出競爭性的電力市場從而實現(xiàn)電價市場化將是未來改革進程中更為激蕩的動感地帶。

（作者單位：廣東技術師范學院天河學院）