國家發改委的一紙電文暫時平息了電荒背景下的煤電之爭，但40年來煤電之間的計劃與市場的爭端依然無法撫平。而在煤與電之間，被忽略的是那些煽風點火的流通環節的利潤盤剝者。如果不解決這些問題，即便是煤電聯營也難以化解宿怨

　　今年8月4日，國家發改委以電文形式，向各省區市發改委、五大電力企業、國家電網公司、電監會、國家安全生產監督部門以及其他重要煤炭企業傳達了《關于部分地區電煤價

中行抵債資產網上營銷 讓眼鏡成為歷史 新浪彩信 幽雅個信 你的放心來自我的用心

格實行臨時性干預措施的通知》。

　　至此，在政府“有形之手”的直接干預下，自年初以來愈演愈烈的煤電之爭似乎告一段落。但對于爭議雙方的企業來說，問題遠未解決。

　　似乎要為這個問題給出一個答案，7月26日，華能國際電力股份公司(以下簡稱“華能國際”)與神華集團運銷公司簽訂3年煤炭購銷合同。8月9日，華能國際再度出手，與中煤進出口集團公司簽訂了5年煤炭購銷合同。此后的8月10日，廣東省粵電集團有限公司緊跟而上，與神華煤炭運銷公司簽訂了3年的購銷合同。

　　據知情人士透露，這種著眼于中長期、有別于過去“一年一簽”的煤炭購銷合同，正是當前緊鑼密鼓起草的“煤炭訂貨會改革方案”的核心內容。

　　與這一方案相呼應的，則是在學術界甚囂塵上的“煤電聯營”和“煤電一體化”的觀點。按照專家的設想，煤炭企業可以與電力企業合營或形成戰略性聯盟，通過煤電資本的相互持股、參股或控股，利用不同資本的融合、兼并與重組，實現混合經營，從而穩定煤價。

　　綜觀40多年來煤炭工業與電力行業的關系，可以看出，以1993年為界，煤電行業走過了一段從“煤∈電”(從屬于電力行業)到“煤VS電”(價格博弈)的路程，那么它的未來是否真的能像專家們所期待的那樣，走向“煤＆電”(煤電聯營)這一皆大歡喜的結局呢？

　　名存實亡的“電煤會”

　　要理清煤電企業之間多年來“剪不斷，理還亂”的價格恩怨，就不能不提到一年一度的“全國煤炭訂貨會”(以下簡稱“電煤會”)。

　　延續40多年的全國煤炭訂貨會是我國最大的物資分配訂貨會議之一，也是目前惟一保留下來的計劃經濟條件下的訂貨模式。每年全國煤炭總量的70％以上都在訂貨會期間確定，涉及近8億噸煤炭、合同金額近2000億元人民幣。

　　與電煤會相關的另一個概念是“計劃煤”，也就是國家計劃內的重點煤炭合同價格，在煤炭訂貨會上購買的都是國家計劃電煤。自1993年放開煤炭價格以來，電煤市場就一直處于“計劃煤”與“市場煤”的雙重價格體系之下，2001年以后，改成由政府協調下的企業協商，但是由于中國電力正處在改革的敏感時期，為保證電力改革的平穩過渡，“兩委”實際上仍對煤價實行指導。

　　據有關人士計算，自1993年放開煤炭價格以來的11年里，絕大部分時間段是市場煤價高于重點煤炭合同價，這期間電力部門與煤炭企業以國家重點電煤合同形式簽訂的煤炭供應量為20億噸，由于這20億噸煤是煤炭企業以低于市場煤炭的價格銷售，僅此一項，11年來煤炭企業實際少收入約328億元。

　　由于兩種價格的同時存在，人為地扭曲了煤炭價格，使煤炭行業的利潤水平長期低于社會平均水平。在2003年的長沙煤炭訂貨會上，這一多年的“積怨”終于全面爆發：在該年度的訂貨會上，電力部門自始至終堅持“三個不能改變”——“按2002年煤炭訂貨合同“價格不能改變、合同條款不能改變、訂貨基數不能改變”，而由于供應緊缺獲得發言權的煤炭企業并不買賬，導致會上多次出現“臉紅脖子粗”的場面。

　　盡管國家計委從中調解，但訂貨會上仍然只按原定價簽訂了40％(原定為全國煤炭訂貨總量的50％)的國家計劃安排購煤合同。

　　為了避免尷尬的局面再度上演，2004年的福州煤炭訂貨會，發改委有備而來，首次出臺了煤電價格聯動的政策，允許發電用煤價格每噸上漲不超過12元，同時允許發電廠上網電價每千瓦時上漲7厘，銷售電價每千瓦時上漲8厘。2004年全國電煤訂貨會完成重點合同訂貨4.8億噸，煤電雙方順利地簽下90％的合同。

　　但是根據電力企業有關人士的說法，即使是在這種情況下，電煤合同訂貨量也僅占電力企業全年用煤量的1 ／ 3不到。電力企業還需購置大量的市場煤。另一方面，在簽訂的訂貨合同中，很多只簽了數量而沒有簽訂具體價格。傳統的煤炭交易方式無法從交易數量、價格方面滿足雙方的需要，這種訂貨方式基本上已經處于有名無實狀態。

　　連續數年身陷無休止的“口水戰”，調解乏術的國家發改委也對這種斡旋感到厭倦。

　　然而電與煤之間的立場迥異。

　　煤炭行業的普遍看法是：福州會議上的“煤電價格聯動”不但未解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾，而且引發了“計劃電價”與“市場電價”的矛盾。與其這樣半推半就地聯動，不如將這塊燙手的山芋交給市場，由市場的力量自行調節。

　　但是，電力行業的分析人士認為，無論采用何種方式來替代煤炭訂貨會，都不能從根本上解決煤電雙方的爭端。《中國電力報》此前撰文甚至說：“無論采用什么訂貨形式，從眼前來看，發改委難脫其身。”

　　電力行業的態度明確：在煤炭和電力行業的改革沒有完成之前，發改委必須發揮這只“看得見的手”的作用，來對煤電價格之爭進行調解，如果處于產業鏈頂端的煤電發生了問題，整個工業體系會發生什么樣的動蕩很難預料。

　　無論發改委是否抽身，煤電價格雙軌制的時日看來已經不多了。在今年7月召開的煤炭經濟運行座談會上，國家發改委有關人士指出，《煤炭交易規則》將醞釀推出。煤炭工業協會副會長濮洪九表示，煤炭價格指數會隨后出臺，有關部門還將創造條件培育期貨市場。

　　而在此前國務院辦公廳��2004��47號文件中進一步明確，“電價調整后，電煤價格不分重點合同內外，均由供需雙方協商確定”。“同時盡快實施煤電價格聯動機制”。濮洪九認為，用市場機制解決煤電價格問題，為逐步理順煤電價格關系奠定了基礎。這標志著煤炭價格的徹底放開。

　　申銀萬國的研究員沈石分析，電煤價格并軌就可能執行的時機來判斷，在目前電煤緊張的情況下，一旦實行必然會加重電力企業負擔和目前缺電的態勢，但是在電煤供應緩解的情況出現后，并軌的可能性就將加大。另外，一旦電力開始競價上網，電煤也必將并軌。

　　煤電價格的并軌，使得煤電企業之間多年來錯綜復雜的“恩怨”也到了一個“結算”的時機。

　　煤∈電，煤VS電，煤＆電？

　　1993年是煤炭業發展的關鍵時點。“甚至可以說，煤炭業的獨立發展是從這一年開始的。”一位煤炭業人士這樣告訴記者。

　　在1993年，國家部分放開煤炭價格。而此前，煤炭行業還只是作為計劃經濟產業鏈中的一個環節而存在。

　　“當時的情況是，國家每建一個電廠，都會在煤炭產區批出相應的供應指標，同時安排好運輸。作為煤礦領導，惟一的任務是怎樣提高產量。”這位人士表示，在當時的情況下，煤礦還不能稱為“企業”，而只能算一個生產部門。

　　在當時的國家能源政策里，像電力這樣的高增值產業得到大力扶持，為了保證電力行業獲得更多的利潤以擴大規模，有關部門在煤炭訂價上采取“低價補貼”的措施，即通過降低煤炭價格使利潤向電力部門傾斜，同時對煤炭部門由于低價銷售而導致的虧損實行財政補貼。

　　在計劃經濟時代，這種定價模式可謂“各得其所”，而煤炭部門在長期的政府定價機制下，對于價格的敏感度幾近于零。

　　“就像現在的石油產業中的采油工業一樣，當時的煤炭行業幾乎就是電力行業的一個原料車間。”一位經濟學者這樣形容說，“當然，隨后這兩個行業的發展就大不一樣了。”

　　這位學者口中的“不一樣”指的是，此后石油產業走向了高度一體化的產業整合，而在煤電領域內卻發生了影響深遠的“煤電分離”的趨勢。

　　1993年的煤價改革可以說是這場分離的部分結果——按照政府當時的理念，要進行市場經濟改革，首先要有市場化的企業，而企業市場化的關鍵則在于“自負盈虧”，也就是企業自身要成為獨立的利潤中心，并且通過市場交易來獲得利潤。

　　在這一思路指導下，煤炭企業所獲得的財政性補貼日漸減少，相反，各地政府對所屬煤炭企業的利稅標準卻越來越高。再加上計劃經濟模式下的定價機制，使得煤炭業頓時陷入全面虧損的狀態。

　　在這種情形下，政府有兩種選擇：一是全面放開市場價格，任由煤電企業在市場上自由競價，通過市場價格的調整使煤炭企業獲得獨立生存和發展的能力；二是像石油工業一樣，實施“煤電一體化”戰略，通過電力市場的終端價格變化消化煤炭生產成本，使煤炭工業正式成為電力產業鏈中的一個生產部門。

　　現在已經無法考究當時決策者的思路。但可以確定的一點是，在當時的國內經濟環境下，電力價格的彈性遠遠不如石油產品，電力價格的變動對整個國民經濟的影響也難以預計。或許是出于這種考慮，政府最終采取了折衷的態度，即部分放開煤炭價格，采取“價格雙軌制”的政策。

　　對于這一折衷政策，用煤炭業內人士的說法就是：“讓你勉強能吃飽，但永遠不可吃好。”

　　華東煤炭銷售聯合體秘書處副秘書長鄭勇坦言，在煤電之爭的背后，是巨大的區域差距和行業差距。

　　鄭勇告訴記者，電力行業收入是煤炭行業收入的3～5倍，甚至6倍。一個電力部門員工的年收入動輒幾萬塊，而在東北，一個煤炭工人每個月只有五六百塊的工資，還要在惡劣的生產條件下，承受巨大的安全風險，而且很多能源輸出省都是貧困地區。

　　而面對近兩年的“煤荒”之說，貴州煤炭行業一負責人直言：“有煤，他們是不愿拿錢買煤，真正的原因就是想以此舉給政府施加壓力，阻止煤炭漲價并盤剝上游產業的利潤，以利于自己獲取高額壟斷利潤。”

　　而電力企業之所以“不愿買煤”，根源還在于“計劃價”和“市場價”的雙軌制上。

　　在這種情況下，無論市場如何波動，電力企業在電煤競價過程中都處于有利地位：當“市場煤”的價格低于“計劃煤”時，電力企業可以通過“陽奉陰違”的做法，少要計劃煤；而一旦市場煤炭價格上升，電力企業由于需求緊缺而缺乏市場還價能力時，它的“討價”對象便立刻轉向政府，以“電荒”為由“挾政府以令市場”，從而獲得大大低于市場價的“計劃煤”供應。

　　大同證券分析師祁永軍指出：“前幾年一直處于劣勢的煤炭企業現在很清楚，目前是它們難得的機遇。”

　　在這種情況下，電力企業再次將“討價”對象轉向政府，而8月4日發改委的舉措說明，至少在目前，電力行業面對政府依然有著足夠的“討價還價”能力。

　　但這或許是政府最后一次被迫出手。正如發改委副主任張國寶所說，“目前的訂貨模式一定要改變。”

　　煤炭價格的“增值鏈”

　　正如有關專家所言，無論是長期合同還是“煤電聯營”，都只能暫時解決雙方的矛盾，長期的解決之道，依然在于一個規范、有序的市場機制的確立。

　　據有關人士介紹，目前我國煤炭工業的經濟結構還很不合理，產業集中度較低。全國近3萬家煤炭企業絕大多數為鄉鎮、個體煤礦，產量占前4位的煤炭企業，市場占有率不足14％，前8位的為20％左右。

　　而需求方很集中，主要用戶電力行業具有自然壟斷傾向(2003年以前是完全壟斷)，這樣煤炭與電力是多對一的格局，煤炭企業的定價能力自然很弱。電力行業經常利用煤炭行業的過度競爭，壓低電煤的價格，因此煤炭企業的經濟效益一直沒有明顯改觀。

　　針對這一狀況，中央政府已經作出決策，根據國務院的要求，煤炭行業將在未來幾年內，建立4～5個年產1億噸、十幾個年產5000萬噸以上的煤礦企業。

　　中國煤炭工業協會專家趙文貴表示，實行煤炭行業的大企業、大集團戰略，主要原因是對外適應國際競爭的需要，對內與其他行業抗衡。比如，目前中國前10位煤炭企業的產量，只占到全部煤炭產量的15％，與國際大型企業競爭起來處于劣勢。另外，國內的煤炭企業重組，有利于與電力行業博弈。這是一種發展趨勢。

　　據了解，神華集團已經成為中國年產億噸的煤炭企業，剛掛牌的總資產高達220億元的山西大同煤礦集團，已經成為中國最大的動力煤集團，也有可能成為第二家年產億噸的煤炭企業。內蒙古要從明年起開始建設7個年產5000萬噸以上的煤炭基地。陜西省也規劃將煤炭產量由2003年的8000萬噸增加到2020年的2.5億噸。

　　中國煤炭工業協會副會長濮洪九說，大型煤炭企業可以跨行業、跨地區、跨所有制甚至跨國經營。這些大型的煤炭集團，國內市場占有率未來應該達到60％以上。他認為，構建大型煤炭企業，便于國家宏觀調控煤炭生產，可以及時根據煤炭行業總體形勢調整產量，逐步緩解用電緊張局面。

　　然而，集團化戰略只能解決煤電價格之爭的一個環節，即增加煤炭企業的定價能力。正如有專家指出的那樣，煤炭行業的重組容易，但不會解決體制性深層矛盾于一役。煤炭行業的價格表面上很早就放開了，但實際與電力、鐵路、公路等部門的關系復雜。僅就煤炭價格的提升，就需要協調多方因素。

　　在需要協調的“多方因素”中，一個長期被忽視的事實是：電力行業所說的煤價和煤炭行業所說的煤價完全不是一碼事。

　　安徽電力公司的一位人士表示，電廠對外供電的度電耗煤量是標煤而非原煤；到廠標煤價應為原煤出廠價加運費后，再折算成標煤價。也就是說，煤炭行業說合理的煤價是坑口價，電力行業說過高的煤價是到廠煤價。

　　據了解，從山西大同到上海港，今年4月份計劃內煤炭出礦含稅價為164.42元／噸，比1997年的163.84元／噸煤僅上漲了0.58元，漲幅0.35％；可是煤炭實際到港價高達334元／噸�熎渲辛魍ㄙM用占煤炭到港價的52％�牐�比1997年高出104元，漲幅高達45％。最終運到用煤企業的價格竟達到500元／噸。

　　這中間包括了鐵路運費、海運運費、碼頭裝卸費等等，其中，僅海運費就上漲了一倍還多。而計劃外煤炭價格則更高。如果以煤炭的坑口價格計算，各項非煤費用的總和，更是占到了終端用戶煤炭價格總成本的75％左右。

　　盡管煤炭價格已經創出歷史新高�煹�是當前煤炭出礦價并不高，而是煤炭流通中間環節抬高了終端用戶煤炭價格水平，造成對煤炭價格的誤解。

　　除了中間環節，政府在煤炭身上附加的費用也不容忽視。7月以來，上海能源、金牛能源、西山煤電等主營煤炭業務的上市公司紛紛發布公告，稱因提取煤炭生產安全費用和煤礦維簡費，使成本費用支出增加從而影響到公司利潤。

　　山西省此前宣布，多年來一直收取的煤炭“出省費”還將繼續征收，去年的標準是每噸煤炭加收10元的生產補貼和5元的維簡費。

　　除了以上的這些加價之外，知情人士透露，在電力系統內部，也存在著不容忽視的不合理的附加費用。過高的交易成本后面，甚至還有人將矛頭指向了各省的電力燃料集團。

　　該人士講，在廠網分家前，電廠的電煤供應主要是電力公司下屬的燃料供應部來運作；廠網分家后，燃料供應部分也進行了改制，即現在大多數的省區都成立的“電力燃料供應集團”，目前包括部分劃歸五大發電集團的電廠和幾乎所有地方投資電廠，以及為保持調峰保留給電網公司下屬電廠的電煤供應，都仍然經由電力燃料集團來供應。

　　他透露，電力燃料集團給電廠的煤加價一般在50元。由于煤到電廠的過程中，各個省的電力燃料集團必然要加價，這也助長了煤價的攀升。

　　這也就是為什么濮洪九在分析煤價上漲的原因時，會強調“一是生產資料上漲幅度太大，二是中間流通環節獲益太多”。

　　煤炭期貨解決煤電矛盾？

　　以山西一家非國有煤礦的價格變動為例，按4月份價格出礦價為160余元，然而煤礦在生產出煤以后，并非直接銷售給電廠，而是先得賣給一家名叫山西省煤炭運銷總公司的機構。

　　這家被稱為山西非國有煤礦煤炭“總買賣人”的機構還有一個名稱，叫山西省煤炭運銷集團�熞韵潞喎Q煤運總公司�牎�據其總經理張根虎介紹，“我們多年以從事收費和管理工作為主。”

　　張所說的“管理收費”職能是指：1983年組建的山西省煤炭運銷總公司，其成立的直接目的就是代替政府對全省的地方煤炭實行統一的管理和銷售，而其最核心的內容，就是收繳出省煤炭的能源建設基金。張根虎表示，“我們每年實現利潤很高，但絕大部分體現在管理收費上，經營性利潤很低。”

　　但就是這樣一家“經營性利潤很低”的公司，在20年時間里竟然形成了下屬500余個法人單位、員工人數近5萬，名義上擁有150多億資產的龐大系統。2003年，全系統完成煤炭外銷量1.5億噸�熶N往山西省外�牐�總收入163億多元，除了每噸20元，共計30億元的出省煤能源基地建設基金上繳政府外，煤運公司所獲得的經營性收入“僅僅”是：按每噸提取掛牌價4.5％以內的服務費和管理費，即7億多元。

　　但這還沒有完，在運銷公司收取了“服務管理費”后，運輸部門還要收取高達售價50％的運輸費用，再加上電力燃料集團的加價，一噸出礦價160余元的煤炭，到了用煤企業時價格已經達到500元。

　　根據國家財政部、國家計委�煬F國家發改委��2002年的相關文件，針對山西省煤炭產銷企業征收的能源基地建設基金將于2006年1月1日起正式取消。這意味著，以代理國家收費為主要業務的山西煤運總公司“坐地收銀”的日子只剩下了不到兩年。

　　“它必須要趕在管理和收費職能結束之前，將自己的角色調整為市場化的企業。”山西省發改委經濟研究中心的一位官員在接受記者采訪時說，“或者成為純粹的煤炭交易中介服務商，或者成為產、供、銷一體的綜合型煤炭產業集團”。

　　而從煤運總公司的改革路徑來看，它選擇了一條“煤炭歐佩克”的道路。5月底，在接受記者采訪時，煤運集團公路公司副總經理閻世春介紹，在集團掛牌前后的這段時間，在省政府的強力推動下，通過剝離各市縣鄉鎮國有資產、引進其他機構投資和個人股份等形式，全省煤運系統已經有10個地市組建起了“兒子”級的公路煤炭經銷有限公司，而其屬下的100多個縣�焻^�牸壒�司也正在按照同一模式改組為“孫子”級公司。這意味著，150億屬于不同級別政府的國有資產正在向集團公司集中。

　　控制煤炭資源的動作也在加緊。煤運集團的內部工作報告顯示，2003年全年，通過獨資、控股等投資形式，該集團已經從全省123個新建、改擴建項目中首批選出了18個煤炭開發、加工和地方煤礦提升改造項目，取得了4塊煤礦資源的探礦權，這使得煤運集團旗下的各類貨源基地礦井達到了71個，實際生產能力1370萬噸。這個數字，已經占據了山西全省4.5億噸年煤炭產量將近1／30的比例。

　　“這實際上是通過控制流通環節，在行政的基礎上將山西省的非統配煤礦聯合為一個整體，形成一個‘煤炭歐佩克’式的組織。”山西省能源經濟研究所張蓮蓮研究員如是說。

　　據業內專家分析，山西省之所以大力支持運銷總公司的這一改革思路，“因為這樣山西就可以影響全國的煤價了”。

　　這畢竟是一個地區性的改革，要想影響全國的煤價，首先得有一個全國性的煤炭市場，在這個市場中，供需企業對未來的預期能夠通過價格清晰地體現出來。“煤電會”這一形式已經到了退場的時刻，新的市場應該是怎樣的模式呢？

　　當燃料油期貨正式推出后，分析家對煤炭期貨的推出表示十分樂觀，“因為煤炭與石油具有較大的相似性”。

　　事實上，今年6月30日國務院常務會議討論并原則通過的《能源中長期發展規劃綱要(2004～2020年)》(草案)，確定了“以煤炭為主體，電力為中心，油氣和新能源全面發展的戰略”。

　　濮洪九向記者透露，煤炭工業協會和煤炭商會共同提交了一份《中國煤炭進出口戰略研究》報告，向政府提出建議，要按照世界貿易組織規則，依據資源和市場需求，調整煤炭產品進出口結構。“煤炭期貨的推出，有助于解決這個問題”。

　　可以看到，目前中國的石油改革政策正是按照這一思路在進行之中。而相比之下，煤炭業的市場化改革才剛剛開始。

　　對于煤電市場的改革，國家發改委副主任張國寶提出了一個明確的思路：“煤炭價格放開以后，我們希望通過用戶和供給方，他們通過市場的協商來確定這樣的供應關系。我們也希望這個訂貨會的方式能夠通過現代商務手段來到位，成立一個類似于糧食交易中心的煤炭交易中心，這個煤炭交易中心可以變成一個股份制的煤炭交易中心，通過網上的交易，來確定供需雙方。”

　　張國寶這里所說的“交易中心”，實際上就是一種期貨模式。在前文對煤炭價格形成的分析中，我們實際上已經劃出了一條煤炭價格的“增值路徑”，那就是：

　　煤礦(坑口價格)—運銷公司(管理性收費)—運輸環節(運價)—電力燃料集團(內部加價)—電力企業。

　　在這一過程中，我們可以看到，煤電價格的變化中，真正影響價格變動的不是生產和需求企業的市場預期，而是中間環節的非市場化收費。

　　而在煤炭交易市場建立之后，理想的價格模式將會變成兩條路徑，即：

　　煤礦—交易中心(期貨價格)—電力企業，運輸(從煤礦)—交易中心—運輸(電力企業)。

　　在這一過程中，作為生產廠家的煤礦和需求方的電力企業可以將全部注意力集中到未來的市場預期和判斷中，從而形成合理的煤電價格；而運輸環節在期貨交易的標準化要求下，也能夠更加有效地形成規模優勢，從而降低運輸成本。

　　目前在煤炭交易市場中，“煤炭外交”似乎成了流行詞，即煤炭的交易情況很大程度上取決于需求地與生產地之間的親疏關系等種種非市場因素。非市場化因素往往帶來市場的不公平，金教授指出，建立煤炭期貨，正是可以避免諸如黑市交易、協議定價、行政手段等非市場化操作手段的介入，促使煤炭進一步走向真正的市場化流通。

　　據報道，以維護交易雙方權益為宗旨的《煤炭交易規則(建議稿)》已經由中國煤炭工業協會提交到國家發改委。這一規則一旦推出，現行一年一度的全國煤炭訂貨會有可能被逐漸取消。有權威人士表示，《規則》推出后，煤炭價格指數會隨后出臺，相關部門還將創造條件培育期貨市場。

　　(《中國證券期貨》雜志供稿）