連續兩年煤炭訂貨會上的口水戰，讓煤、電一到年終就有點緊張。11月27日，由中國煤炭工業協會主辦的2004年度中國煤炭經濟論壇，雖然與會的煤炭界代表對即將舉行的煤炭訂貨會躲躲閃閃不愿多談，但會議的主題“完善煤炭價格形成機制”還是露出了端倪，因而被業界稱作是煤炭訂貨會前，煤炭再次漲價的一次吹風性會議。

    其實，近幾年來，每到煤炭訂貨會前的一兩個月，還總會出現一種 “缺電恐慌”心理，電力企業將之歸罪于“煤炭價格偏高”，而煤炭企業則稱這是電力企業玩的技巧——目的在于在煤炭訂貨會上壓低電煤價格。

    那么，煤價究竟是高是低？

    在此次會議上，中國煤炭工業協會副會長濮洪九提交了一份關于煤炭價格的詳盡報告。據參加會議的煤炭界人士稱，此份報告可謂是對當前以煤炭價格為核心的整個煤炭行業各種突出問題的全面反映與剖析。

    而在今年2月初，由北京博士之星投資顧問公司專門成立的“煤炭價格問題調研課題組”，也深入內蒙古、山西、甘肅、河南、福建等地進行了全方位的調研。

    來自業界的這兩份報告，基本揭示了中國煤炭價格的真相。

    總體價格水平偏低

    去年以來，市場煤炭價格暴漲，然而從產能占65％以上的國有煤礦來看，仍存在著煤炭價格總水平偏低的問題。濮洪九說，考察煤炭價格現狀不僅要分析煤炭絕對價格水平和相對價格體系（或叫比價），還要分析煤礦出礦價格與用戶實際支付價格關系，更要分析一定時期內煤炭價格與相關產品價格變動幅度。

    從這些因素看，我國煤炭絕對價格水平低。從1981年到2002年的22年間有21年國有重點煤礦整體虧損，且虧損額不斷增加，最高年虧損額達到59.41億元。就目前情況看，我國煤炭價格大大低于國際市場價格。2004年1－9月份，出口動力煤秦皇島離岸價為50－60美元／噸，按國家現行匯率計算，合人民幣413－496元／噸，比同期國內貿易煤炭離岸價只高出60－80多元。

    其次是比價不合理。據測算，2002年我國煤炭、汽煤油、液化天然氣和電力終端銷售價格比例關系為7：49：37：100。從電煤采購成本和電力售價比例關系看，2002年，美國電煤價格是電價的50％，而同期我國電煤價格只是電價的20％。

    出礦價與到廠價存在較大差距。價格通常包括出礦價、中間價（港口價）和到廠價格。煤礦計算效益的價格是出礦價。我國煤炭銷售中間環節比較多，目前銷售中間環節費用上漲幅度大，煤礦實際獲得的價格上漲收益很少。以山西大同到浙江電廠煤炭價格為例，今年6月份計劃內煤炭出礦價格169.20元／噸，比1997年的163.84元／噸噸煤上漲5.36元，漲幅3.3％；實際到港價高達373.90元／噸。其中，流通費用204.70元，占煤炭到港價格的55.75％。上述價格還不包括用戶提貨費用，如果是計劃外煤炭價格則更高。

    煤炭價格上漲低于其他生產資料的上升幅度。以1992年煤炭、電力、石油產品價格為100的話，2003年的煤炭產品價格指數為266.47,電力為303.41,石油為556.39。煤炭價格上漲幅度也低于煤礦主要用生產資料價格和其他成本支出的上漲幅度。

    而博士之星課題組在內蒙古、甘肅、山西調研時發現，當地的電力部門并沒有反映煤價偏高，甚至對煤炭偏低的價格構成表示同情。幾個煤炭產地的部門，有的根本不參加每年一次的訂貨會，接受電煤的計劃價格，而是到一些地方礦或小煤窯直接采購，自己組織運輸，一般成本都低于計劃電煤價格。

    目前我國發電用煤幾乎占原煤總產量的一半，2003年約8億噸，但在去年簽訂的煤電供貨合同只有3.25億噸，差了一半多。2004年煤炭訂貨會的計劃價格每噸平均上漲12元是在每度電上調0.007元的基礎上算出來的，所以，把缺電現象歸罪于“煤炭價格偏高”，不僅不是普遍現象，也沒有充足根據。

    高煤價高在中間環節

    但調查也發現，有些電廠確實存在計劃用煤不足或根本沒有計劃用煤的現象。不過前者多屬于利用電力供應緊張增加發電量的企業；后者多屬計劃外發電企業。兩類企業都有一個共同特點，就是當地缺煤或少煤，主要靠外運煤來發電。而這兩類企業發電用煤價格也確實偏高。但此類偏高的煤價也并不是由于煤炭生產成本偏高造成的，而是由于中間環節加價過高、稅費偏高所導致。126元左右一噸煤運到秦皇島，離岸價格為每噸260元，其中，鐵路運輸部門收取86元（含21.7元鐵路建設基金）、港雜費15.95元，增值稅18.2元，此外，還有點裝費、保全費、治安費等名目繁多公開或不公開的費種。按現行政策，煤炭企業繳納增值稅是以離岸價為納稅基數，這意味著從坑口到碼頭的所有費用都成了納稅基數。雖然規定可以抵扣，但仍然比其他工業企業多負擔6－7％。據大同煤礦提供的數據，2001年，他們每銷售一噸僅賺0.22元，2002年2.95元，2003年只有1.37元。

    而內蒙古一家煤炭企業，坑口一般每噸約40元，其中設備折舊和材料消耗各約占煤價的10％，礦工工資和管理費用約各占7.5％；資源稅、增值稅、所得稅及各種附加占18％左右；安全性投入約占3％；煤管費約占33％，由地方政府收取；生產環節利潤11％左右。而40元一噸的坑口價煤運到秦皇島港，離岸價格為每噸260元，其中，鐵路運費占30％，鐵路建設基金占16％，汽車運費占15％，港雜費占10％，增值稅占7％，同樣，他們也被收取點裝費、保全費、治安費等名目繁多的費種，以及莫名其妙的各種罰款。

    煤價為何難以走向市場

    濮洪九說，價格形成機制不合理是煤炭價格偏低的根本原因。最突出的表現就是，煤炭價格與價值嚴重背離。

    從計劃體制到雙軌體制

    我國煤炭價格形成機制按照時間順序大體分為二個階段。

    在第一個階段（建國到1985年前后），國家制定煤炭價格，實行價格單軌制。建國初期，在我國產品定價理論和實踐中，流行著蘇聯的一種觀點和主張，即重工業中創造的純收入的一部分，應在輕工業和其他生產用品的部門實現，主張對生產資料采取低價政策。當時全國剛剛解放，又加上抗美援朝，百廢待興，國家為保證市場穩定，采用了煤炭低價政策。隨著經濟的發展，煤礦開采規模和機械化水平的提高，職工勞動保護條件和待遇的改善，以及資源條件的變化，煤炭生產成本相應增加，全行業出現虧損，迫切需要調整提高煤炭價格。但由于煤價“牽一發而動全身”，國家對煤炭價格調整采取了慎之又慎的態度。這期間國家五次調整煤價，都是微調。一直沒有從根本上考慮煤炭價值補償和市場決定價格問題。結果是經過調價價格失衡問題有所緩解，但很快出現價格復歸和出現更大的價格矛盾。

    第二個階段（1985年前后至今）國家控制大部分煤價，實行價格雙軌制。從1985年前后，國家一方面支持小煤礦發展，小煤礦價格開始隨行就市；另一方面對國有煤礦進行總承包，允許煤礦超產煤和超能力煤加價，開始對煤炭價格實行松動政策。

    1993年以后國家逐步放開煤價，到2002年決定全部放開電煤價格，歷時10年。這一時期電煤仍然執行的是政府指導價，煤炭價格實際上放而未開。即使是政府決定全部放開電煤價格后，重點合同電煤價格與市場煤價格的差距仍非常大，當年全國電煤平均價格比市場煤低40－70元。

    今年以來，全國煤電油運繼續全面緊張，6月中旬國務院針對煤炭供需形勢決定，“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”，表明了政府徹底放開電煤價格的決心。但由于歷史的慣性、部分地方政府的干預和發電企業集中采購的優勢，目前真正意義上的相互協商確定煤炭價格的機制并未形成，電煤與市場煤價格、計劃內與計劃外、省內與省外三種價格差距依然較大。截止到9月末，國有大型煤炭企業（原中央財政煤炭企業）電煤平均價格155.59元／噸，比當期商品煤平均售價198.54元低了42.95元。

    此外，由于煤炭經濟結構不合理，行業內無序競爭嚴重。目前我國2.8萬多個煤礦，規模以上的煤炭企業3400多家，經營過度分散，無序競爭嚴重，煤炭供大于求時相互競相壓價，市場秩序混亂，價格大幅度下滑，行業經濟發展陷于十分困難境地。

    成本核算框架計劃色彩濃厚

    濮洪九指出，多年形成的煤炭成本核算框架不科學，使成本不能真實全面地反映煤炭在生產過程中的實際耗費。目前我國煤炭行業成本核算框架，仍帶有濃厚計劃經濟色彩。其主要表現是煤炭成本核算項目不完整，成本項目核算系數規定的過死。

    一是煤炭成本和價格不反映資源成本。開辦煤礦必須有可靠資源，因此建礦前必須對資源進行一系列的普查、詳查和精查。計劃經濟時期國家包攬了煤炭所有的地質勘查工作，煤礦只要在指定的地點建井就行了。市場經濟以后，企業新建礦井不僅需要出資取得探礦權、購買采礦權，并且還需要依靠自己投資對資源進行進一步精查，才能進行礦井設計和施工。這些獲取資源支出和勘查前期費用需要通過成本核算進行補償。因此，在煤炭價格構成中，首先必須包括資源補償費（礦權）。這部分價格構成在整個價格中的比重大小，取決于煤炭資源的有限性和替代能源的生產成本等各種因素。

    二是煤炭成本和價格中不反映煤礦退出成本和費用。煤炭是不可再生的資源，所有的煤礦都會因資源枯竭而關閉退出。煤礦關閉前，企業需要大量資金用于轉產和人員安置，而這些費用目前企業不能預先提取計入成本，所需資金沒有來源。前幾年，國家不得不動用大量財力，對資源枯竭和扭虧無望的原國有重點煤礦進行政策性破產。今后隨著市場經濟體制的不斷完善，這項政策將逐步淡出，煤炭企業必須積累這部分退出轉產資金。同時煤炭企業要繼續生存，必須建設新的礦井，開發新的接續資源，需要大量投入，同樣這些費用必須在成本中得到補償，包含在煤炭價格中。而在現行核算框架下，這些費用不能預提，不能計入成本項目，所需資金沒有來源。

    三是煤炭成本核算項目系數規定的過死。按照市場經濟要求，生產過程的投入是企業自主經營的基本內容。煤礦開采條件差異較大，不同企業所采用的開采技術、設備和人員投入不同，從而導致不同企業的煤炭產品成本也不盡相同。但實踐中，煤礦固定資產折舊、維簡費和沉陷治理費用提取標準是國家統一規定的。盡管在規定中也考慮了不同礦井開采條件的差異性，分類別地制定了標準，但與實際需要仍有較大差距。如，淮南煤礦多是超級瓦斯礦井，防治瓦斯支出大，估算噸煤投入大約在10元左右，而過去規定煤礦瓦斯治理費只有1元，大大低于實際需要。再如，現行煤礦采煤沉陷資金提取標準過低，根本滿足不了需要，欠賬越積越多，沉陷區房屋建筑搬遷問題越來越多，引發了一些嚴重的社會問題，國家不得不拿出大量資金補還欠賬。

    濮洪九說，正是大量煤炭成本外部化，成本核算不真實，才引發了目前煤炭漲價過快、煤炭企業利潤過高的議論。

    煤價市場化逐步放開還是一步到位？

    在此次論壇上，作為一定程度上掌控著煤價指導大權部門的官員，國家發改委能源局副局長吳吟的發言尤其引人關注。吳吟的態度很明確，那就是煤炭市場一定要放開。但問題的關鍵是一次到位執行，還是逐步到位，而這也是訂貨會前相關部門正激烈討論的問題。

    他透露說，有觀點是一步放開，但發改委價格部門更多地要考慮放開對社會穩定的影響，擔心會產生大的波動，所以可能還是更傾向于穩步調整，逐步到位。

    但對此，與會專家也有不同觀點。國務院國資委規劃局局長王曉齊說，過去鋼鐵對國民經濟的影響也不亞于煤，一直也屬于統配，直到1993年才放開，當時也擔心連鎖漲價，但是，放開之后，雖然也經歷過曲折，有過最高限價，最低限價，但最終還是全面放開，并沒有出現預想的那些嚴重后果，所以應該堅定煤價市場化的信心。而現在煤價放開的時機已經成熟，畢竟一年近19億噸煤中，只有2－3億屬于計劃電煤，這部分煤的放開是不會有太大影響的。

    煤價市場化是大勢所趨，濮洪九認為，合理的煤炭價格不僅包括產品生產耗費和保持合理的投資收益率，而且必須包括資源成本、煤礦退出成本、發展成本和環境成本等，這是煤炭工業可持續發展的前提。具體要堅持以下幾項原則：

    完全成本，充分補償原則。煤炭企業成本必須準確反映它的資源成本、生產成本和環境成本以及退出和發展成本。以工資為例，目前煤礦職工工資低于全國平均水平，這是極不合理的。煤礦是高危行業，井下生產條件十分艱苦，工作繁重，工人付出的體力是巨大的。以上這些是構成煤炭成本基礎，加上不低于社會平均利潤率的合理投資收益率就應該是合理的煤炭價格。

    劣等資源條件定價原則。煤炭生產成本受資源賦存條件的影響極大。我國煤炭資源與主要產煤國家相比，開采條件屬于中等偏差，好的資源并不多。如果按平均成本確定價格，這些煤礦由于嚴重虧損，不可能開辦。但國家又需要這些煤礦生產，以滿足國民經濟對能源的要求。因此這些煤礦耗費的勞動也是社會必要勞動，應得到充分補償。國家要通過征收資源使用費用和所得稅對不同煤礦收益進行調節。

    供求平衡的原則。煤炭是關系到國計民生的重要生產資料，供求狀況對各行各業有很大影響。因此，必須形成有利于煤炭供求大體平衡的價格形成機制。既能夠抑制不合理的消費需求，又能促進生產和流通，從而保證供求關系的動態平衡。

    比價合理原則。在行業之間，國家應切實采取措施，控制下游產品價格漲價幅度低于上游產品漲價幅度，這才能使它們之間的比價逐步趨向合理，而不是上游產品漲價后，下游產品也輪番漲價，造成比價復歸。隨著我國改革與開放的深入，逐步實現國際國內比價合理化也是一個應當解決的問題。在行業內部須理順煤種和品種比價，體現優質優價，保護緊缺的煤種資源，提高主焦煤的比價。

    那么，什么樣的煤炭價格是合理的？吳吟說，現在煤炭有兩種價格，一種是市場價格，一種是部分電煤的國家調控價。“在浙江省，煤炭每噸600元的價格轉身就能賣出去，證明這個價格是能夠被市場接受的，而電煤價格就連電力企業也認為是偏低了。”他認為判斷價格是否合理，關鍵是要看整個煤炭的生產和消費是否平衡，同時，由于運輸不暢造成的局部市場的惡化，也不容忽視。9月下旬，吳吟到山西、內蒙古調研，發現山西有些煤礦存煤上百萬噸，工人們用推土機把煤攤開，再往煤堆上注水，否則這些運不出去的煤炭就要自燃。現在煤炭的建設速度很快，煤價的上漲刺激了小煤窯的生產，如果產量繼續上漲，不排除煤價下跌的可能性。

    濮洪九則建議及早發布《煤炭交易規則》，規范市場交易行為。推行直接銷售，減少中間環節，徹底解決流通領域的″盤剝″問題。建立鐵路、煤礦、用戶經濟制約關系，嚴格按合同辦事。

    同時，改革煤炭訂貨制度，鼓勵大中型煤炭企業與大型電力企業簽訂長期供貨合同，維護產銷雙方經濟利益。最近，神華集團、中煤和陜西煤業集團公司等企業紛紛與大型電力企業簽訂了長期供貨合同，對煤炭長期供貨數量和價格變動幅度做出約定，促進了買賣雙方合理組織生產、采購和市場穩定、協調，值得借鑒和推廣。

    此外，在鼓勵產銷見面，直接銷售的基礎上，抓緊建立以全國煤炭交易中心為主體，以區域市場為補充，符合市場經濟發展要求，有利于政府宏觀調控，市場主體自由交易、多種交易手段和多層次交易場所并存的現代化綜合煤炭交易體系。

    吳吟則提出，解決煤電價格矛盾，最根本的還是要深化電力改革，煤價不順是由于電價不順。而目前競價上網還未大面積推開，價格仍是主管部門核定，使電企不需做太多的工作就能生存發展。而真正當其實現充分競爭后，煤電聯營的進程將會加快。同時，應盡快建立大的煤炭集團，實現煤電信息對稱，實現供需平衡，從而取得平均利潤，而在煤電之外，還要加快鐵路體制的改革，目前的運力瓶頸，在一定程度上也扭曲了煤炭價格。

    低煤價下的扭曲經濟

    2003年對于中國的煤炭行業來說，可謂是心情最為舒暢的一年。這一年規模以上煤炭企業盈利140億元。但濮洪九說，這種盈利是在職工人均工資收入比全國平均水平低1050元、比中央電力企業職工平均工資低16217元，安全生產欠賬500多億元沒有補還和大量資產損失沒有得到及時處理的基礎上實現的。如果考慮其中某一項因素，全行業就會由盈變虧。

    長期以來不完善的價格形成機制，造成煤炭價格扭曲，市場價格信號失真，不僅造成煤炭行業自身的效率損失、政府財政負擔的增加，而且導致其他行業能源使用的浪費和增加國民經濟結構調整的難度。

    較低的煤炭價格，導致煤炭工業與其他工業部門的利潤水平相差懸殊。就是煤炭經濟形勢最好的2003年，行業凈資產利潤率只有6.04％，僅是當年全國規模以上工業企業平均凈資產利潤率12.06％的一半。煤炭行業自第一個五年計劃以來的50年中，一直處于微利和虧損邊緣。在財政補貼不足的年份，煤炭企業不得不減少生產、安全投入，降低職工收入和動用維簡費和職工工資基金來彌補虧損。大量的補虧，使企業不僅失去了自我完善、自我發展的能力，就連簡單再生產也維持不了，導致職工收入大幅度下降，礦井采掘失調，設備老化失修，安全設施和職工生活福利欠賬多，嚴重影響了生產后勁和職工隊伍的穩定。多年的經濟困難，使煤礦積累的矛盾越來越大，潛在社會問題越來越突出。行業競爭能力下降，企業普遍缺少積累，建設新的礦井沒有資金，甚至有相當數量的大型煤炭企業無力支付礦權評估費和轉讓金，發展更是無從談起。

    煤炭價格扭曲影響了供應效率。盡管煤炭價格已經放開，但部分電煤價格還是在政府協調下形成的。受市場供求關系的影響，近幾年煤炭價格處于上漲態勢，政府協調下形成的價格大大低于市場煤價格，而且還有逐步拉大的趨勢。目前電煤價格矛盾格外突出，并在一定程度上降低了煤炭供應效率。

    煤炭價格扭曲增加了國家財政負擔。較低的煤炭價格使煤礦收益率低下，國家不得不投入巨資支持煤炭工業。據統計，1985－2003年中央財政動用512多億元資金補貼煤礦虧損。1998年以來，中央和地方財政出資400多億元用于國有煤礦關閉破產，預計將突破600億元；每年出資46億元，通過轉移支付彌補國有煤礦養老金缺口，累計已經達到588億元；出資59億多元用于煤礦安全技術改造；2003－2004年中央財政出資近70億元用于煤礦采煤沉陷區治理，預計今后國家還要拿出更多的資金支持煤礦采煤沉陷區治理，給國家財政造成了沉重負擔。

    煤炭價格扭曲降低了煤炭資源利用效率。雖然我國煤炭資源比較豐富，但人均占有可采儲量僅為世界平均水平53.9％。在我國現有生產力水平條件下，按照1990年不變價格計算，1噸煤大約可創造2000－3000元的產值，經濟發達地區還要高一些。但由于煤炭價格偏低，對大多數用煤企業來說，煤炭或作為燃料，或作為原料，均在產品成本中所占的比重變小。實行煤炭低價政策，等于國家用巨額補貼補了用煤企業，用煤多少對其經濟效益影響不大，因而普遍缺乏節約煤炭資源的壓力和動力，更不愿投資于節能措施，造成煤炭利用率低，浪費驚人。2003年，我國ＧＤＰ僅占世界總數的5％左右，但煤炭消費確達到了30％以上。

    煤炭價格扭曲增加了國民經濟結構調整的難度。我國煤炭價格長期偏低，實際上已成為對使用能源企業的一種優惠。能耗高、生產落后的企業不能淘汰。煤價低，收益差，誰也不愿投資辦煤礦，而把大量資金投到價高利大的加工工業上去，造成短線更短，長線更長，使我國經濟結構性失衡進一步加劇。只有建立完善的煤炭價格形成機制，才能促進煤炭合理價格的形成，提高行業收益率，吸引更多的資金，促進煤炭產業結構調整和優化。