如何破解煤电恩怨？斩断煤炭价格的“增值链”_国内财经_财经纵横

如何破解煤电恩怨？斩断煤炭价格的“增值链”

http://finance.sina.com.cn 2004年09月09日 14:57 南方周末

　　国家发改委的一纸电文暂时平息了电荒背景下的煤电之争，但40年来煤电之间的计划与市场的争端依然无法抚平。而在煤与电之间，被忽略的是那些煽风点火的流通环节的利润盘剥者。如果不解决这些问题，即便是煤电联营也难以化解宿怨

　　今年8月4日，国家发改委以电文形式，向各省区市发改委、五大电力企业、国家电网公司、电监会、国家安全生产监督部门以及其他重要煤炭企业传达了《关于部分地区电煤价

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格实行临时性干预措施的通知》。

　　至此，在政府“有形之手”的直接干预下，自年初以来愈演愈烈的煤电之争似乎告一段落。但对于争议双方的企业来说，问题远未解决。

　　似乎要为这个问题给出一个答案，7月26日，华能国际电力股份公司(以下简称“华能国际”)与神华集团运销公司签订3年煤炭购销合同。8月9日，华能国际再度出手，与中煤进出口集团公司签订了5年煤炭购销合同。此后的8月10日，广东省粤电集团有限公司紧跟而上，与神华煤炭运销公司签订了3年的购销合同。

　　据知情人士透露，这种着眼于中长期、有别于过去“一年一签”的煤炭购销合同，正是当前紧锣密鼓起草的“煤炭订货会改革方案”的核心内容。

　　与这一方案相呼应的，则是在学术界甚嚣尘上的“煤电联营”和“煤电一体化”的观点。按照专家的设想，煤炭企业可以与电力企业合营或形成战略性联盟，通过煤电资本的相互持股、参股或控股，利用不同资本的融合、兼并与重组，实现混合经营，从而稳定煤价。

　　综观40多年来煤炭工业与电力行业的关系，可以看出，以1993年为界，煤电行业走过了一段从“煤∈电”(从属于电力行业)到“煤VS电”(价格博弈)的路程，那么它的未来是否真的能像专家们所期待的那样，走向“煤＆电”(煤电联营)这一皆大欢喜的结局呢？

　　名存实亡的“电煤会”

　　要理清煤电企业之间多年来“剪不断，理还乱”的价格恩怨，就不能不提到一年一度的“全国煤炭订货会”(以下简称“电煤会”)。

　　延续40多年的全国煤炭订货会是我国最大的物资分配订货会议之一，也是目前惟一保留下来的计划经济条件下的订货模式。每年全国煤炭总量的70％以上都在订货会期间确定，涉及近8亿吨煤炭、合同金额近2000亿元人民币。

　　与电煤会相关的另一个概念是“计划煤”，也就是国家计划内的重点煤炭合同价格，在煤炭订货会上购买的都是国家计划电煤。自1993年放开煤炭价格以来，电煤市场就一直处于“计划煤”与“市场煤”的双重价格体系之下，2001年以后，改成由政府协调下的企业协商，但是由于中国电力正处在改革的敏感时期，为保证电力改革的平稳过渡，“两委”实际上仍对煤价实行指导。

　　据有关人士计算，自1993年放开煤炭价格以来的11年里，绝大部分时间段是市场煤价高于重点煤炭合同价，这期间电力部门与煤炭企业以国家重点电煤合同形式签订的煤炭供应量为20亿吨，由于这20亿吨煤是煤炭企业以低于市场煤炭的价格销售，仅此一项，11年来煤炭企业实际少收入约328亿元。

　　由于两种价格的同时存在，人为地扭曲了煤炭价格，使煤炭行业的利润水平长期低于社会平均水平。在2003年的长沙煤炭订货会上，这一多年的“积怨”终于全面爆发：在该年度的订货会上，电力部门自始至终坚持“三个不能改变”——“按2002年煤炭订货合同“价格不能改变、合同条款不能改变、订货基数不能改变”，而由于供应紧缺获得发言权的煤炭企业并不买账，导致会上多次出现“脸红脖子粗”的场面。

　　尽管国家计委从中调解，但订货会上仍然只按原定价签订了40％(原定为全国煤炭订货总量的50％)的国家计划安排购煤合同。

　　为了避免尴尬的局面再度上演，2004年的福州煤炭订货会，发改委有备而来，首次出台了煤电价格联动的政策，允许发电用煤价格每吨上涨不超过12元，同时允许发电厂上网电价每千瓦时上涨7厘，销售电价每千瓦时上涨8厘。2004年全国电煤订货会完成重点合同订货4.8亿吨，煤电双方顺利地签下90％的合同。

　　但是根据电力企业有关人士的说法，即使是在这种情况下，电煤合同订货量也仅占电力企业全年用煤量的1 ／ 3不到。电力企业还需购置大量的市场煤。另一方面，在签订的订货合同中，很多只签了数量而没有签订具体价格。传统的煤炭交易方式无法从交易数量、价格方面满足双方的需要，这种订货方式基本上已经处于有名无实状态。

　　连续数年身陷无休止的“口水战”，调解乏术的国家发改委也对这种斡旋感到厌倦。

　　然而电与煤之间的立场迥异。

　　煤炭行业的普遍看法是：福州会议上的“煤电价格联动”不但未解决“市场煤”与“计划电”的矛盾，而且引发了“计划电价”与“市场电价”的矛盾。与其这样半推半就地联动，不如将这块烫手的山芋交给市场，由市场的力量自行调节。

　　但是，电力行业的分析人士认为，无论采用何种方式来替代煤炭订货会，都不能从根本上解决煤电双方的争端。《中国电力报》此前撰文甚至说：“无论采用什么订货形式，从眼前来看，发改委难脱其身。”

　　电力行业的态度明确：在煤炭和电力行业的改革没有完成之前，发改委必须发挥这只“看得见的手”的作用，来对煤电价格之争进行调解，如果处于产业链顶端的煤电发生了问题，整个工业体系会发生什么样的动荡很难预料。

　　无论发改委是否抽身，煤电价格双轨制的时日看来已经不多了。在今年7月召开的煤炭经济运行座谈会上，国家发改委有关人士指出，《煤炭交易规则》将酝酿推出。煤炭工业协会副会长濮洪九表示，煤炭价格指数会随后出台，有关部门还将创造条件培育期货市场。

　　而在此前国务院办公厅200447号文件中进一步明确，“电价调整后，电煤价格不分重点合同内外，均由供需双方协商确定”。“同时尽快实施煤电价格联动机制”。濮洪九认为，用市场机制解决煤电价格问题，为逐步理顺煤电价格关系奠定了基础。这标志着煤炭价格的彻底放开。

　　申银万国的研究员沈石分析，电煤价格并轨就可能执行的时机来判断，在目前电煤紧张的情况下，一旦实行必然会加重电力企业负担和目前缺电的态势，但是在电煤供应缓解的情况出现后，并轨的可能性就将加大。另外，一旦电力开始竞价上网，电煤也必将并轨。

　　煤电价格的并轨，使得煤电企业之间多年来错综复杂的“恩怨”也到了一个“结算”的时机。

　　煤∈电，煤VS电，煤＆电？

　　1993年是煤炭业发展的关键时点。“甚至可以说，煤炭业的独立发展是从这一年开始的。”一位煤炭业人士这样告诉记者。

　　在1993年，国家部分放开煤炭价格。而此前，煤炭行业还只是作为计划经济产业链中的一个环节而存在。

　　“当时的情况是，国家每建一个电厂，都会在煤炭产区批出相应的供应指标，同时安排好运输。作为煤矿领导，惟一的任务是怎样提高产量。”这位人士表示，在当时的情况下，煤矿还不能称为“企业”，而只能算一个生产部门。

　　在当时的国家能源政策里，像电力这样的高增值产业得到大力扶持，为了保证电力行业获得更多的利润以扩大规模，有关部门在煤炭订价上采取“低价补贴”的措施，即通过降低煤炭价格使利润向电力部门倾斜，同时对煤炭部门由于低价销售而导致的亏损实行财政补贴。

　　在计划经济时代，这种定价模式可谓“各得其所”，而煤炭部门在长期的政府定价机制下，对于价格的敏感度几近于零。

　　“就像现在的石油产业中的采油工业一样，当时的煤炭行业几乎就是电力行业的一个原料车间。”一位经济学者这样形容说，“当然，随后这两个行业的发展就大不一样了。”

　　这位学者口中的“不一样”指的是，此后石油产业走向了高度一体化的产业整合，而在煤电领域内却发生了影响深远的“煤电分离”的趋势。

　　1993年的煤价改革可以说是这场分离的部分结果——按照政府当时的理念，要进行市场经济改革，首先要有市场化的企业，而企业市场化的关键则在于“自负盈亏”，也就是企业自身要成为独立的利润中心，并且通过市场交易来获得利润。

　　在这一思路指导下，煤炭企业所获得的财政性补贴日渐减少，相反，各地政府对所属煤炭企业的利税标准却越来越高。再加上计划经济模式下的定价机制，使得煤炭业顿时陷入全面亏损的状态。

　　在这种情形下，政府有两种选择：一是全面放开市场价格，任由煤电企业在市场上自由竞价，通过市场价格的调整使煤炭企业获得独立生存和发展的能力；二是像石油工业一样，实施“煤电一体化”战略，通过电力市场的终端价格变化消化煤炭生产成本，使煤炭工业正式成为电力产业链中的一个生产部门。

　　现在已经无法考究当时决策者的思路。但可以确定的一点是，在当时的国内经济环境下，电力价格的弹性远远不如石油产品，电力价格的变动对整个国民经济的影响也难以预计。或许是出于这种考虑，政府最终采取了折衷的态度，即部分放开煤炭价格，采取“价格双轨制”的政策。

　　对于这一折衷政策，用煤炭业内人士的说法就是：“让你勉强能吃饱，但永远不可吃好。”

　　华东煤炭销售联合体秘书处副秘书长郑勇坦言，在煤电之争的背后，是巨大的区域差距和行业差距。

　　郑勇告诉记者，电力行业收入是煤炭行业收入的3～5倍，甚至6倍。一个电力部门员工的年收入动辄几万块，而在东北，一个煤炭工人每个月只有五六百块的工资，还要在恶劣的生产条件下，承受巨大的安全风险，而且很多能源输出省都是贫困地区。

　　而面对近两年的“煤荒”之说，贵州煤炭行业一负责人直言：“有煤，他们是不愿拿钱买煤，真正的原因就是想以此举给政府施加压力，阻止煤炭涨价并盘剥上游产业的利润，以利于自己获取高额垄断利润。”

　　而电力企业之所以“不愿买煤”，根源还在于“计划价”和“市场价”的双轨制上。

　　在这种情况下，无论市场如何波动，电力企业在电煤竞价过程中都处于有利地位：当“市场煤”的价格低于“计划煤”时，电力企业可以通过“阳奉阴违”的做法，少要计划煤；而一旦市场煤炭价格上升，电力企业由于需求紧缺而缺乏市场还价能力时，它的“讨价”对象便立刻转向政府，以“电荒”为由“挟政府以令市场”，从而获得大大低于市场价的“计划煤”供应。

　　大同证券分析师祁永军指出：“前几年一直处于劣势的煤炭企业现在很清楚，目前是它们难得的机遇。”

　　在这种情况下，电力企业再次将“讨价”对象转向政府，而8月4日发改委的举措说明，至少在目前，电力行业面对政府依然有着足够的“讨价还价”能力。

　　但这或许是政府最后一次被迫出手。正如发改委副主任张国宝所说，“目前的订货模式一定要改变。”

　　煤炭价格的“增值链”

　　正如有关专家所言，无论是长期合同还是“煤电联营”，都只能暂时解决双方的矛盾，长期的解决之道，依然在于一个规范、有序的市场机制的确立。

　　据有关人士介绍，目前我国煤炭工业的经济结构还很不合理，产业集中度较低。全国近3万家煤炭企业绝大多数为乡镇、个体煤矿，产量占前4位的煤炭企业，市场占有率不足14％，前8位的为20％左右。

　　而需求方很集中，主要用户电力行业具有自然垄断倾向(2003年以前是完全垄断)，这样煤炭与电力是多对一的格局，煤炭企业的定价能力自然很弱。电力行业经常利用煤炭行业的过度竞争，压低电煤的价格，因此煤炭企业的经济效益一直没有明显改观。

　　针对这一状况，中央政府已经作出决策，根据国务院的要求，煤炭行业将在未来几年内，建立4～5个年产1亿吨、十几个年产5000万吨以上的煤矿企业。

　　中国煤炭工业协会专家赵文贵表示，实行煤炭行业的大企业、大集团战略，主要原因是对外适应国际竞争的需要，对内与其他行业抗衡。比如，目前中国前10位煤炭企业的产量，只占到全部煤炭产量的15％，与国际大型企业竞争起来处于劣势。另外，国内的煤炭企业重组，有利于与电力行业博弈。这是一种发展趋势。

　　据了解，神华集团已经成为中国年产亿吨的煤炭企业，刚挂牌的总资产高达220亿元的山西大同煤矿集团，已经成为中国最大的动力煤集团，也有可能成为第二家年产亿吨的煤炭企业。内蒙古要从明年起开始建设7个年产5000万吨以上的煤炭基地。陕西省也规划将煤炭产量由2003年的8000万吨增加到2020年的2.5亿吨。

　　中国煤炭工业协会副会长濮洪九说，大型煤炭企业可以跨行业、跨地区、跨所有制甚至跨国经营。这些大型的煤炭集团，国内市场占有率未来应该达到60％以上。他认为，构建大型煤炭企业，便于国家宏观调控煤炭生产，可以及时根据煤炭行业总体形势调整产量，逐步缓解用电紧张局面。

　　然而，集团化战略只能解决煤电价格之争的一个环节，即增加煤炭企业的定价能力。正如有专家指出的那样，煤炭行业的重组容易，但不会解决体制性深层矛盾于一役。煤炭行业的价格表面上很早就放开了，但实际与电力、铁路、公路等部门的关系复杂。仅就煤炭价格的提升，就需要协调多方因素。

　　在需要协调的“多方因素”中，一个长期被忽视的事实是：电力行业所说的煤价和煤炭行业所说的煤价完全不是一码事。

　　安徽电力公司的一位人士表示，电厂对外供电的度电耗煤量是标煤而非原煤；到厂标煤价应为原煤出厂价加运费后，再折算成标煤价。也就是说，煤炭行业说合理的煤价是坑口价，电力行业说过高的煤价是到厂煤价。

　　据了解，从山西大同到上海港，今年4月份计划内煤炭出矿含税价为164.42元／吨，比1997年的163.84元／吨煤仅上涨了0.58元，涨幅0.35％；可是煤炭实际到港价高达334元／吨其中流通费用占煤炭到港价的52％　，比1997年高出104元，涨幅高达45％。最终运到用煤企业的价格竟达到500元／吨。

　　这中间包括了铁路运费、海运运费、码头装卸费等等，其中，仅海运费就上涨了一倍还多。而计划外煤炭价格则更高。如果以煤炭的坑口价格计算，各项非煤费用的总和，更是占到了终端用户煤炭价格总成本的75％左右。

　　尽管煤炭价格已经创出历史新高但是当前煤炭出矿价并不高，而是煤炭流通中间环节抬高了终端用户煤炭价格水平，造成对煤炭价格的误解。

　　除了中间环节，政府在煤炭身上附加的费用也不容忽视。7月以来，上海能源、金牛能源、西山煤电等主营煤炭业务的上市公司纷纷发布公告，称因提取煤炭生产安全费用和煤矿维简费，使成本费用支出增加从而影响到公司利润。

　　山西省此前宣布，多年来一直收取的煤炭“出省费”还将继续征收，去年的标准是每吨煤炭加收10元的生产补贴和5元的维简费。

　　除了以上的这些加价之外，知情人士透露，在电力系统内部，也存在着不容忽视的不合理的附加费用。过高的交易成本后面，甚至还有人将矛头指向了各省的电力燃料集团。

　　该人士讲，在厂网分家前，电厂的电煤供应主要是电力公司下属的燃料供应部来运作；厂网分家后，燃料供应部分也进行了改制，即现在大多数的省区都成立的“电力燃料供应集团”，目前包括部分划归五大发电集团的电厂和几乎所有地方投资电厂，以及为保持调峰保留给电网公司下属电厂的电煤供应，都仍然经由电力燃料集团来供应。

　　他透露，电力燃料集团给电厂的煤加价一般在50元。由于煤到电厂的过程中，各个省的电力燃料集团必然要加价，这也助长了煤价的攀升。

　　这也就是为什么濮洪九在分析煤价上涨的原因时，会强调“一是生产资料上涨幅度太大，二是中间流通环节获益太多”。

　　煤炭期货解决煤电矛盾？

　　以山西一家非国有煤矿的价格变动为例，按4月份价格出矿价为160余元，然而煤矿在生产出煤以后，并非直接销售给电厂，而是先得卖给一家名叫山西省煤炭运销总公司的机构。

　　这家被称为山西非国有煤矿煤炭“总买卖人”的机构还有一个名称，叫山西省煤炭运销集团以下简称煤运总公司　。据其总经理张根虎介绍，“我们多年以从事收费和管理工作为主。”

　　张所说的“管理收费”职能是指：1983年组建的山西省煤炭运销总公司，其成立的直接目的就是代替政府对全省的地方煤炭实行统一的管理和销售，而其最核心的内容，就是收缴出省煤炭的能源建设基金。张根虎表示，“我们每年实现利润很高，但绝大部分体现在管理收费上，经营性利润很低。”

　　但就是这样一家“经营性利润很低”的公司，在20年时间里竟然形成了下属500余个法人单位、员工人数近5万，名义上拥有150多亿资产的庞大系统。2003年，全系统完成煤炭外销量1.5亿吨销往山西省外　，总收入163亿多元，除了每吨20元，共计30亿元的出省煤能源基地建设基金上缴政府外，煤运公司所获得的经营性收入“仅仅”是：按每吨提取挂牌价4.5％以内的服务费和管理费，即7亿多元。

　　但这还没有完，在运销公司收取了“服务管理费”后，运输部门还要收取高达售价50％的运输费用，再加上电力燃料集团的加价，一吨出矿价160余元的煤炭，到了用煤企业时价格已经达到500元。

　　根据国家财政部、国家计委现国家发改委　2002年的相关文件，针对山西省煤炭产销企业征收的能源基地建设基金将于2006年1月1日起正式取消。这意味着，以代理国家收费为主要业务的山西煤运总公司“坐地收银”的日子只剩下了不到两年。

　　“它必须要赶在管理和收费职能结束之前，将自己的角色调整为市场化的企业。”山西省发改委经济研究中心的一位官员在接受记者采访时说，“或者成为纯粹的煤炭交易中介服务商，或者成为产、供、销一体的综合型煤炭产业集团”。

　　而从煤运总公司的改革路径来看，它选择了一条“煤炭欧佩克”的道路。5月底，在接受记者采访时，煤运集团公路公司副总经理阎世春介绍，在集团挂牌前后的这段时间，在省政府的强力推动下，通过剥离各市县乡镇国有资产、引进其他机构投资和个人股份等形式，全省煤运系统已经有10个地市组建起了“儿子”级的公路煤炭经销有限公司，而其属下的100多个县区　级公司也正在按照同一模式改组为“孙子”级公司。这意味着，150亿属于不同级别政府的国有资产正在向集团公司集中。

　　控制煤炭资源的动作也在加紧。煤运集团的内部工作报告显示，2003年全年，通过独资、控股等投资形式，该集团已经从全省123个新建、改扩建项目中首批选出了18个煤炭开发、加工和地方煤矿提升改造项目，取得了4块煤矿资源的探矿权，这使得煤运集团旗下的各类货源基地矿井达到了71个，实际生产能力1370万吨。这个数字，已经占据了山西全省4.5亿吨年煤炭产量将近1／30的比例。

　　“这实际上是通过控制流通环节，在行政的基础上将山西省的非统配煤矿联合为一个整体，形成一个‘煤炭欧佩克’式的组织。”山西省能源经济研究所张莲莲研究员如是说。

　　据业内专家分析，山西省之所以大力支持运销总公司的这一改革思路，“因为这样山西就可以影响全国的煤价了”。

　　这毕竟是一个地区性的改革，要想影响全国的煤价，首先得有一个全国性的煤炭市场，在这个市场中，供需企业对未来的预期能够通过价格清晰地体现出来。“煤电会”这一形式已经到了退场的时刻，新的市场应该是怎样的模式呢？

　　当燃料油期货正式推出后，分析家对煤炭期货的推出表示十分乐观，“因为煤炭与石油具有较大的相似性”。

　　事实上，今年6月30日国务院常务会议讨论并原则通过的《能源中长期发展规划纲要(2004～2020年)》(草案)，确定了“以煤炭为主体，电力为中心，油气和新能源全面发展的战略”。

　　濮洪九向记者透露，煤炭工业协会和煤炭商会共同提交了一份《中国煤炭进出口战略研究》报告，向政府提出建议，要按照世界贸易组织规则，依据资源和市场需求，调整煤炭产品进出口结构。“煤炭期货的推出，有助于解决这个问题”。

　　可以看到，目前中国的石油改革政策正是按照这一思路在进行之中。而相比之下，煤炭业的市场化改革才刚刚开始。

　　对于煤电市场的改革，国家发改委副主任张国宝提出了一个明确的思路：“煤炭价格放开以后，我们希望通过用户和供给方，他们通过市场的协商来确定这样的供应关系。我们也希望这个订货会的方式能够通过现代商务手段来到位，成立一个类似于粮食交易中心的煤炭交易中心，这个煤炭交易中心可以变成一个股份制的煤炭交易中心，通过网上的交易，来确定供需双方。”

　　张国宝这里所说的“交易中心”，实际上就是一种期货模式。在前文对煤炭价格形成的分析中，我们实际上已经划出了一条煤炭价格的“增值路径”，那就是：

　　煤矿(坑口价格)—运销公司(管理性收费)—运输环节(运价)—电力燃料集团(内部加价)—电力企业。

　　在这一过程中，我们可以看到，煤电价格的变化中，真正影响价格变动的不是生产和需求企业的市场预期，而是中间环节的非市场化收费。

　　而在煤炭交易市场建立之后，理想的价格模式将会变成两条路径，即：

　　煤矿—交易中心(期货价格)—电力企业，运输(从煤矿)—交易中心—运输(电力企业)。

　　在这一过程中，作为生产厂家的煤矿和需求方的电力企业可以将全部注意力集中到未来的市场预期和判断中，从而形成合理的煤电价格；而运输环节在期货交易的标准化要求下，也能够更加有效地形成规模优势，从而降低运输成本。

　　目前在煤炭交易市场中，“煤炭外交”似乎成了流行词，即煤炭的交易情况很大程度上取决于需求地与生产地之间的亲疏关系等种种非市场因素。非市场化因素往往带来市场的不公平，金教授指出，建立煤炭期货，正是可以避免诸如黑市交易、协议定价、行政手段等非市场化操作手段的介入，促使煤炭进一步走向真正的市场化流通。

　　据报道，以维护交易双方权益为宗旨的《煤炭交易规则(建议稿)》已经由中国煤炭工业协会提交到国家发改委。这一规则一旦推出，现行一年一度的全国煤炭订货会有可能被逐渐取消。有权威人士表示，《规则》推出后，煤炭价格指数会随后出台，相关部门还将创造条件培育期货市场。

　　(《中国证券期货》杂志供稿）

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