进入2012年岁末，电煤价格并轨问题，又再次成为各界热议话题。作为电力业内人士，对煤电矛盾的发生、发展，以及带来的影响感同身受，我想谈一点个人的看法。
煤电矛盾根源在于管理体制
我国是煤炭生产和消费大国，对国内国际煤炭市场的影响举足轻重。2011年，我国煤炭产量35.2亿吨，煤炭进口量1.82亿吨，煤炭消费总量35.7亿吨，均列世界第一。在全国的煤炭消费中，电煤又占绝对优势。
2011年，我国电煤消费达到19.5亿吨，占煤炭消费总量54.9%，其中五大发电集团10.92亿吨，占全国电煤消费的56%；我国10.56亿千瓦的装机约73%是火电机组，发电量的81%来自煤电，燃料成本占发电成本70%以上；铁路、水运约40%-50%的运力用于煤炭运输。
发电行业跟煤炭产业同属基础行业，又属于上下游关系，关联度极大。“超一半的煤炭产量用来发电，超80%的电量靠煤炭发电，超70%的发电成本是燃料成本”。煤炭对火电企业来讲，可以说是生命之源，煤炭价格的涨落直接决定火电企业效益的高低。最近几年，发电行业都高度关注煤炭市场的变化，煤炭行业重组情况，以及煤炭行业发展的趋势。
既然煤电关系如此重要，历史上煤电矛盾是如何发生、发展的呢？总体来讲，随着煤炭价格的逐步放开，市场化程度的提高，煤电关系日趋紧张。
我国对电煤产运需衔接方式进行了不断的调整，经历了四个阶段：第一阶段（1953年-1982年）：传统计划经济模式，国家组织订货，煤炭生产、分配全部实行指令性计划；第二阶段（1983年-1992年）：以国家计划分配为主，增加市场调节成分；第三阶段（1993年-2004年）：国家计划分配比重明显缩小，市场调节成为主导力量；第四阶段（2004年以来）：逐步取消政府组织煤炭订货方式，改为在国家公布的运力配置框架下，供需企业自主衔接、签订合同。
与此相对应，电煤价格也进行了一系列改革。初期以价格调整为主，后期以价格放开为主，总体来看，电煤价格改革由政府管制不断向市场定价方向迈进。电煤价格从20世纪70年代末开始，大体经历了计划管理、价格双轨制、价格放开、加强价格协调的过程。
此前由于煤电矛盾突出，通过煤价杠杆作用，煤电产业出现了“冰火两重天、盈亏大反转”的现象。2003-2011年，我国煤价累计上涨幅度超过200%，而上网电价、销售电价涨幅不到40%。2008-2011年，五大集团火电板块连亏4年，累计亏损达921亿元。火电投资2005年开始，连续6年下降。相反，短短10年时间，全国煤炭行业效益实现疯狂的“四级跳”：2000年全行业亏损，2004年实现利润418亿元，2008年2000亿元，2010年超过3000亿元，2011年4342亿元。
可见，历史上煤电矛盾从隐性到显性再到大爆发，有一个演变过程，但结果都对煤电双方产生了严重的影响。煤企、电企生产经营大起大落，经营成果“两极分化”，不是煤企巨亏，就是电企巨亏，或者相反，严重影响能源的安全、稳定供应和行业可持续发展能力。为什么会产生煤电矛盾呢？其根源在于是煤电管理体制、运行机制的根本差异，是政府计划体制与市场运行机制的严重冲撞，是政府、煤企、电企、用户、铁路各方不断博弈的结果。
发电企业期盼配套政策
令人欣慰的是，进入2012年，煤电关系开始恢复理性，步入正常运行轨道。由于产能释放、进口增加、需求下降影响，煤炭供求平衡，煤价下跌。目前火电企业亏损面已减少到40%上下，华电到今年9月底为47%。火电板块开始扭亏为盈，转折向好。
随着电煤供求平衡、价差缩小甚至倒挂的市场基础以及近年来煤电一体化发展格局的产生，今年下半年国家发改委研究提出了电煤价格并轨方案，拟取消重点电煤合同，将转为签订3年及以上中长期合同，电煤价格由供需双方自主协商确定，并制定了一些配套措施。据悉，上报方案近日已得到国务院领导的原则批复，如何完善、何时实施已引起煤电企业、社会媒体的高度关注。
那么，电煤价格并轨到底对火电板块有多大的影响呢？据我们了解，2012年纳入重点合同的电煤7.5亿吨，约占电煤消费总量的37%，占全国煤炭消费总量的20%左右。纳入重点合同排名前10位的大型国有发电企业占重点合同总量的78%，其中五大发电集团4.2亿吨，占56%。历史上，重点电煤价格一般低于市场煤100元/吨以上，最高时达到500元/吨。在供应紧张、煤价暴涨、电价机制不完善的格局下，重点煤确实保护了发电企业的利益。
电煤价格并轨的消息传来，发电企业最初是什么反应呢？总的来讲是情绪激动、情况复杂、多数担忧。由于利害不同，少数价格倒挂的地方希望并轨；多数重点煤价低于市价的省份，希望慢点并轨，最好是不并轨，主要怕改革政策不配套，运力不能保障，煤价再涨，煤电联动“再落空”导致电力市场继续恶化，刚得以“喘息”的发电企业又再度返亏。其实，这种担忧是有道理的：一是对煤电矛盾还心有余悸；二是背负历史亏损，负债率高企，承受能力很弱；三是区域差异不小，煤电并轨对山东、东北等地的火电企业冲击很大；四是电煤市场未来供求关系的不确定性；五是煤电管理体制、运行机制没有配套改革，继续发生冲撞。
当然，发电企业越来越有心理准备，并理性地认识到，煤炭市场化改革是一种必然的趋势，是一道不得不迈的门槛，并轨这只“靴子”迟早要落下来。一方面目前形成了电煤供需平衡、价差缩小的市场基础，另一方面出现了煤为基础、电为核心、煤电一体，建设综合能源集团的产业格局。通过理性分析，电煤价格并轨有利有弊，至少有利于调动煤炭企业积极性，构建全国统一的电煤市场，从根本上促进煤炭产业的可持续发展和电煤长期、稳定的供应，也有利于新老发电企业重新配置煤炭资源，公平竞争、合理考核。但毕竟电煤价格并轨事关重大，对发电行业总体弊大于利，特别对重点合同煤较多的东北、山东等区域冲击很大。如果按目前黑龙江、山东等地价差110-140元/吨，五大发电集团4.2亿吨重点煤的四分之一测算，则影响发电成本高达116-231亿元。因此，为保障火电企业权益，实现平稳过渡，关键要抓两条：一是国家改革政策要配套；二是发电行业要做好应对准备。
根据发电企业诉求，期盼国家出台的改革配套政策，归纳起来主要有以下几点：建立煤炭价格、上网电价和销售电价实时联动机制，取消煤电联动30%的电企消化政策，并对并轨冲击较大的东北、山东等区域相应提高上网电价；弥补火电2004-2011年期间每千瓦时7-9分钱的煤电联动历史欠账，以消化累计亏损、降低负债率；云南、新疆等区域2012年煤价不降反涨，建议适当提高上网电价；保障铁路运力，清理涉煤基金与收费，减少运输、物流环节费用；加快煤炭应急储备建设，完善电煤运力配置机制和煤炭市场监管机制。
同时，发电行业也要做好电煤价格并轨的应对准备，一是积极跟踪并研究电煤政策，测算政策变化对企业带来的影响，做到胸中有数，积极反映存在的困难；二是发电集团继续发展煤电一体化项目，提高煤炭自给率，同时要加强内部自产煤的产需对接和购销管理；三是利用目前电煤市场的有利时机，加强对煤炭资源和铁路运力的控制，拓展并稳固产煤大省、大型煤企、中转港口的煤炭供应渠道，进一步加大跨区域调运力度，加强下水煤和海外采购煤的统一管理；四是建立信息平台，做好煤炭市场预测分析，大力推广“阳光采购”、集中竞价采购，努力降低采购成本。五是加大对火电设备的节能技术改造力度，强化厂内燃料管理，进一步降低煤耗。
从长远看，我认为，除了上述对策外，根本的解决之道在于着力构建“和谐共存、协调发展”的煤电新格局，也是煤电双方、政府部门长期追求的共同目标。今后政府部门、煤电双方都应该认真吸取历史教训，避免煤电产业大起大落，出现一方暴利、另一方“生存难、发展难”的现象，使社会各方充分认识到煤电双方无论是哪一方暴利或巨亏，都将对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成不利影响，树立煤电企业要互相包容、协调发展、多方共赢的新理念。目前电煤市场形势下，发电企业并不希望煤价继续大幅度下降，引起一些煤炭企业亏损倒闭，真心希望煤炭企业有正常合理的盈利水平，有可持续发展能力，能保证电煤长期、稳定的供应。同时，也希望电力企业有正常的盈利水平，能逐年消化火电的历史亏损，增强自我积累、自我发展的能力。这就要求一方面煤电企业层面，能真正打破煤电界限，构建煤电产业链，形成“你中有我，我中有你”煤电融合、综合发展的能源集团的新格局。另一方面，在政府层面，能加强宏观调控和电煤市场监管，在推进煤炭市场化改革的同时，要继续深化电力体制改革，在发电侧逐步实现“市场定价”，建立煤炭价格、上网电价和销售电价实时联动机制，从根本上改变“计划电”与“市场煤”的体制矛盾和机制冲撞。目前，作为过渡措施，当务之急就是要比照原油、成品油价格联动机制，进一步完善煤电价格联动机制。
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