■本报记者 王彩娜

　　《关于深化电煤市场化改革的指导意见》(下文简称《指导意见》)在上周落地，煤、电这一对“纠缠”多年的“冤家”不再有“中间人”国家发改委强行限价，一些煤炭和电力企业已经在政策落地前率先签订中长期合同，双方各退一步，最终签订的合同价格与双方的预期略有偏差。

　　上周，中国经济时报记者在对重庆、山东、山西、河南等省市部分煤炭企业和业内人士进行采访时发现，除了煤炭的价格洼地重庆外，大部分煤电企业双方签订的中长期合同中，2013年的电煤价格普遍高于 2012年的重点合同煤价格，但低于现行市场动力煤价格。

　　业内人士指出，翘首企盼的电煤并轨政策似乎是水到渠成，然而可否真正实现电煤随行就市还有待时日，后续将会如何尚未知晓。

　　先量后价

　　早在上周电煤并轨政策出台之前，耐不住的煤炭企业和电力企业已行动起来，一场场煤炭订货会比赛似的争抢召开，但初时双方普遍持观望态度，揣着定量的合同在定价的分歧上难以相让。

　　煤炭企业预期随行就市，以现行市场价格为基准，每吨再上涨20元左右，但电力企业直呼受不了，能够接受的价格是去年的重点合同煤价格。

　　煤电双方都在等待着电煤并轨政策的出台。

　　分析人士说，旺季煤炭价格不升反降，部分原因正是由于电厂为施压煤企从而在合同谈判中增强话语权，减少煤炭采购量，电厂库存煤可用天数从25－26天降到20天左右。

　　2012年12月25日电煤并轨政策落地，上周大批观望的企业开始着手洽谈明年的价格以及调价方式，为正式签订合同做准备。

　　“2013年的合同量基本维持2012年的重点合同量，价格相差不多，我们和电力企业约定今后价格调整将以环渤海的动力煤价格指数为参照，超过约定的涨幅双方就可以协商进行价格调整。 ”重庆能源集团的李先生在接受本报记者采访时说。

　　据李先生透露，该集团下属松藻煤电已签订的电煤合同量为470万吨，签订价格较去年的重点合同煤价格略有下降，约每大卡下降一厘钱。

　　“在合同的谈判过程中，电力企业更有话语权。 ”李先生说，重庆电煤价格一直偏低是由于当地政府极力引进外省煤炭，并给予补贴，削弱了本地煤矿与电厂博弈的能力。同时，当地政府为吸引投资而压低煤价。此外，政府向煤矿征收价格调节基金。

　　像重庆能源这样以略低于2012年重点合同煤价格签订长协合同的煤炭企业并不多。在山东、陕西、山西等省市更多的煤炭企业和电力企业是采取了双方折中的价格。

　　山东省一家煤矿企业的工作人员在接受本报记者采访时表示，早在电煤并轨方案大致内容披露时，该集团就已经定调，“以去年的重点合同煤价格为基准上涨20元－30元，比现在的市场价低30元－40元左右。 ”

　　电厂似乎接受了折中后的价格。

　　截至12月26日，山西省五大煤炭集团的2013年省内电煤合同量已经签订2000万吨。包括潞安、焦煤、阳煤等在内的大型煤炭集团签订的电煤价格持平或略高于2012年的重点合同煤价格，但低于现行市场价格。

　　卓创资讯煤炭分析师刘冬娜表示，电煤并轨方案的出台并未出现立竿见影的效果，电煤价格全面市场化的真正落实还需时日。

　　“小电厂基本已经签订完电煤合同，而中大型的电力企业和煤炭集团还在洽谈，只是在价格上有了新的进展，更多地想参考神华、中煤、六大电企等话语权较强的大型企业的合同价格和调价方式。 ”

　　中国经济时报记者在采访中发现，电煤的合同价格受煤矿产地、运输成本等因素影响，价格之间相差较大。

　　煤电联动

　　没有运力和电力市场的改革跟进，电煤并轨不会一帆风顺。

　　分析人士指出，虽然 《指导意见》大方向没有脱离预期，但在主要任务中完善煤电价格联动机制是之前并没有预料到的。

　　煤电联动政策出台于2004年底，是为了解决煤电矛盾而制定的过渡性政策，落实的次数屈指可数。

　　资深煤炭分析师李朝林认为，煤电联动期间，煤炭价格有涨有落，但电价只涨不落，歪曲了 “煤电联动”的真实寓意。

　　《指导意见》提出，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。

　　生意社煤炭分析师翟新宇认为，这在一定程度上化解了电企的部分压力。但是在“计划电，市场煤”的机制下，能否在达到条件之后及时启动电价调整，将仍是电力企业关注的焦点问题。

　　《指导意见》称，鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。

　　对于黑龙江将申请上调上网电价，业内人士普遍表示获批的可能性不大。因为黑龙江的煤炭流通主要在省内或是临近省，比如内蒙古，其煤炭市场压力远小于湖南、湖北等煤炭输入省份。

　　“年度联动，好比压岁钱，一年一次，电力企业的压力仍然很大。 ”金银岛煤炭市场分析师戴兵说，虽然联动的次数少，却是市场化的改革方向。

　　煤炭分析师李廷分析说，即将签订的中长期合同中，2013年合同煤价参考值或将以2012年国内煤企中长期供应合同的平均价格作为基准，而2014年中长期合同煤价有可能将与2013年煤价进行比较，如果波动幅度超过5%时，发改委将正式实施煤电联动机制，对国内上网电价进行调整。不过，假如2013年煤价上涨了5%，2014年又上涨5%，2015年再上涨5%，这种情况下，电价不一定会连续调整。

　　戴兵指出，在电价调整的同时，煤价也在继续上涨，在《指导意见》中也并未说明电力企业减少的消纳成本将由谁如何承担。

　　亟待细化

　　对于《指导意见》中提出的煤价波动5%的基准，却因为过于笼统而并未在业内达成一致意见。本报记者在采访中发现，包括市场煤价、环渤海动力煤价、秦皇岛到港煤价、重点合同煤价都曾被煤电企业列为基准价。

　　与此同时，运力市场化、电力企业的成本消化等问题也没有在 《指导意见》中被明确化。

　　戴兵认为笼统的《指导意见》随着逐步试行，应该会陆续地出台运力、煤电联动等相应的配套政策或是细则，尤其是长协合同的履行率问题。

　　过去的几年里煤炭价格快速上涨，煤炭企业履行重点合同煤的比率偏低，而在今年煤炭价格进入下行通道后，电力企业不履行的比重开始增加。

　　“电煤市场化更需要有效的监管。 ”戴兵建议，当电煤价格短时间内出现上涨过快、过高时，发改委应对市场煤价采取相应的临时干预措施，比如2012年的干预限价政策。同时，有关部门加强煤炭经营监管和电煤合同履行检查，并采取相应的奖惩措施。

　　不过，李廷比较乐观，他表示，《指导意见》作为框架，已经可以放开电煤市场，由于其中很多环节没法细化，而且市场化就要充分发挥市场的作用，因此暂时不需要出台更多的细则。

　　刘冬娜建议，先从电煤市场化开始，逐步改革，在改革的过程中发现问题，试运行的同时修补完善，对于临时出现的大变化，可能会出台细则或者配套措施，但需要较长时间。

　　而李先生则从企业的角度考虑，认为要完全的实现电煤市场化还需要在国家放开的大前提下，地方政府也要减少干预，给煤炭企业以完全的市场化环境。