连续两年煤炭订货会上的口水战，让煤、电一到年终就有点紧张。11月27日，由中国煤炭工业协会主办的2004年度中国煤炭经济论坛，虽然与会的煤炭界代表对即将举行的煤炭订货会躲躲闪闪不愿多谈，但会议的主题“完善煤炭价格形成机制”还是露出了端倪，因而被业界称作是煤炭订货会前，煤炭再次涨价的一次吹风性会议。

    其实，近几年来，每到煤炭订货会前的一两个月，还总会出现一种 “缺电恐慌”心理，电力企业将之归罪于“煤炭价格偏高”，而煤炭企业则称这是电力企业玩的技巧——目的在于在煤炭订货会上压低电煤价格。

    那么，煤价究竟是高是低？

    在此次会议上，中国煤炭工业协会副会长濮洪九提交了一份关于煤炭价格的详尽报告。据参加会议的煤炭界人士称，此份报告可谓是对当前以煤炭价格为核心的整个煤炭行业各种突出问题的全面反映与剖析。

    而在今年2月初，由北京博士之星投资顾问公司专门成立的“煤炭价格问题调研课题组”，也深入内蒙古、山西、甘肃、河南、福建等地进行了全方位的调研。

    来自业界的这两份报告，基本揭示了中国煤炭价格的真相。

    总体价格水平偏低

    去年以来，市场煤炭价格暴涨，然而从产能占65％以上的国有煤矿来看，仍存在着煤炭价格总水平偏低的问题。濮洪九说，考察煤炭价格现状不仅要分析煤炭绝对价格水平和相对价格体系（或叫比价），还要分析煤矿出矿价格与用户实际支付价格关系，更要分析一定时期内煤炭价格与相关产品价格变动幅度。

    从这些因素看，我国煤炭绝对价格水平低。从1981年到2002年的22年间有21年国有重点煤矿整体亏损，且亏损额不断增加，最高年亏损额达到59.41亿元。就目前情况看，我国煤炭价格大大低于国际市场价格。2004年1－9月份，出口动力煤秦皇岛离岸价为50－60美元／吨，按国家现行汇率计算，合人民币413－496元／吨，比同期国内贸易煤炭离岸价只高出60－80多元。

    其次是比价不合理。据测算，2002年我国煤炭、汽煤油、液化天然气和电力终端销售价格比例关系为7：49：37：100。从电煤采购成本和电力售价比例关系看，2002年，美国电煤价格是电价的50％，而同期我国电煤价格只是电价的20％。

    出矿价与到厂价存在较大差距。价格通常包括出矿价、中间价（港口价）和到厂价格。煤矿计算效益的价格是出矿价。我国煤炭销售中间环节比较多，目前销售中间环节费用上涨幅度大，煤矿实际获得的价格上涨收益很少。以山西大同到浙江电厂煤炭价格为例，今年6月份计划内煤炭出矿价格169.20元／吨，比1997年的163.84元／吨吨煤上涨5.36元，涨幅3.3％；实际到港价高达373.90元／吨。其中，流通费用204.70元，占煤炭到港价格的55.75％。上述价格还不包括用户提货费用，如果是计划外煤炭价格则更高。

    煤炭价格上涨低于其他生产资料的上升幅度。以1992年煤炭、电力、石油产品价格为100的话，2003年的煤炭产品价格指数为266.47,电力为303.41,石油为556.39。煤炭价格上涨幅度也低于煤矿主要用生产资料价格和其他成本支出的上涨幅度。

    而博士之星课题组在内蒙古、甘肃、山西调研时发现，当地的电力部门并没有反映煤价偏高，甚至对煤炭偏低的价格构成表示同情。几个煤炭产地的部门，有的根本不参加每年一次的订货会，接受电煤的计划价格，而是到一些地方矿或小煤窑直接采购，自己组织运输，一般成本都低于计划电煤价格。

    目前我国发电用煤几乎占原煤总产量的一半，2003年约8亿吨，但在去年签订的煤电供货合同只有3.25亿吨，差了一半多。2004年煤炭订货会的计划价格每吨平均上涨12元是在每度电上调0.007元的基础上算出来的，所以，把缺电现象归罪于“煤炭价格偏高”，不仅不是普遍现象，也没有充足根据。

    高煤价高在中间环节

    但调查也发现，有些电厂确实存在计划用煤不足或根本没有计划用煤的现象。不过前者多属于利用电力供应紧张增加发电量的企业；后者多属计划外发电企业。两类企业都有一个共同特点，就是当地缺煤或少煤，主要靠外运煤来发电。而这两类企业发电用煤价格也确实偏高。但此类偏高的煤价也并不是由于煤炭生产成本偏高造成的，而是由于中间环节加价过高、税费偏高所导致。126元左右一吨煤运到秦皇岛，离岸价格为每吨260元，其中，铁路运输部门收取86元（含21.7元铁路建设基金）、港杂费15.95元，增值税18.2元，此外，还有点装费、保全费、治安费等名目繁多公开或不公开的费种。按现行政策，煤炭企业缴纳增值税是以离岸价为纳税基数，这意味着从坑口到码头的所有费用都成了纳税基数。虽然规定可以抵扣，但仍然比其他工业企业多负担6－7％。据大同煤矿提供的数据，2001年，他们每销售一吨仅赚0.22元，2002年2.95元，2003年只有1.37元。

    而内蒙古一家煤炭企业，坑口一般每吨约40元，其中设备折旧和材料消耗各约占煤价的10％，矿工工资和管理费用约各占7.5％；资源税、增值税、所得税及各种附加占18％左右；安全性投入约占3％；煤管费约占33％，由地方政府收取；生产环节利润11％左右。而40元一吨的坑口价煤运到秦皇岛港，离岸价格为每吨260元，其中，铁路运费占30％，铁路建设基金占16％，汽车运费占15％，港杂费占10％，增值税占7％，同样，他们也被收取点装费、保全费、治安费等名目繁多的费种，以及莫名其妙的各种罚款。

    煤价为何难以走向市场

    濮洪九说，价格形成机制不合理是煤炭价格偏低的根本原因。最突出的表现就是，煤炭价格与价值严重背离。

    从计划体制到双轨体制

    我国煤炭价格形成机制按照时间顺序大体分为二个阶段。

    在第一个阶段（建国到1985年前后），国家制定煤炭价格，实行价格单轨制。建国初期，在我国产品定价理论和实践中，流行着苏联的一种观点和主张，即重工业中创造的纯收入的一部分，应在轻工业和其他生产用品的部门实现，主张对生产资料采取低价政策。当时全国刚刚解放，又加上抗美援朝，百废待兴，国家为保证市场稳定，采用了煤炭低价政策。随着经济的发展，煤矿开采规模和机械化水平的提高，职工劳动保护条件和待遇的改善，以及资源条件的变化，煤炭生产成本相应增加，全行业出现亏损，迫切需要调整提高煤炭价格。但由于煤价“牵一发而动全身”，国家对煤炭价格调整采取了慎之又慎的态度。这期间国家五次调整煤价，都是微调。一直没有从根本上考虑煤炭价值补偿和市场决定价格问题。结果是经过调价价格失衡问题有所缓解，但很快出现价格复归和出现更大的价格矛盾。

    第二个阶段（1985年前后至今）国家控制大部分煤价，实行价格双轨制。从1985年前后，国家一方面支持小煤矿发展，小煤矿价格开始随行就市；另一方面对国有煤矿进行总承包，允许煤矿超产煤和超能力煤加价，开始对煤炭价格实行松动政策。

    1993年以后国家逐步放开煤价，到2002年决定全部放开电煤价格，历时10年。这一时期电煤仍然执行的是政府指导价，煤炭价格实际上放而未开。即使是政府决定全部放开电煤价格后，重点合同电煤价格与市场煤价格的差距仍非常大，当年全国电煤平均价格比市场煤低40－70元。

    今年以来，全国煤电油运继续全面紧张，6月中旬国务院针对煤炭供需形势决定，“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”，表明了政府彻底放开电煤价格的决心。但由于历史的惯性、部分地方政府的干预和发电企业集中采购的优势，目前真正意义上的相互协商确定煤炭价格的机制并未形成，电煤与市场煤价格、计划内与计划外、省内与省外三种价格差距依然较大。截止到9月末，国有大型煤炭企业（原中央财政煤炭企业）电煤平均价格155.59元／吨，比当期商品煤平均售价198.54元低了42.95元。

    此外，由于煤炭经济结构不合理，行业内无序竞争严重。目前我国2.8万多个煤矿，规模以上的煤炭企业3400多家，经营过度分散，无序竞争严重，煤炭供大于求时相互竞相压价，市场秩序混乱，价格大幅度下滑，行业经济发展陷于十分困难境地。

    成本核算框架计划色彩浓厚

    濮洪九指出，多年形成的煤炭成本核算框架不科学，使成本不能真实全面地反映煤炭在生产过程中的实际耗费。目前我国煤炭行业成本核算框架，仍带有浓厚计划经济色彩。其主要表现是煤炭成本核算项目不完整，成本项目核算系数规定的过死。

    一是煤炭成本和价格不反映资源成本。开办煤矿必须有可靠资源，因此建矿前必须对资源进行一系列的普查、详查和精查。计划经济时期国家包揽了煤炭所有的地质勘查工作，煤矿只要在指定的地点建井就行了。市场经济以后，企业新建矿井不仅需要出资取得探矿权、购买采矿权，并且还需要依靠自己投资对资源进行进一步精查，才能进行矿井设计和施工。这些获取资源支出和勘查前期费用需要通过成本核算进行补偿。因此，在煤炭价格构成中，首先必须包括资源补偿费（矿权）。这部分价格构成在整个价格中的比重大小，取决于煤炭资源的有限性和替代能源的生产成本等各种因素。

    二是煤炭成本和价格中不反映煤矿退出成本和费用。煤炭是不可再生的资源，所有的煤矿都会因资源枯竭而关闭退出。煤矿关闭前，企业需要大量资金用于转产和人员安置，而这些费用目前企业不能预先提取计入成本，所需资金没有来源。前几年，国家不得不动用大量财力，对资源枯竭和扭亏无望的原国有重点煤矿进行政策性破产。今后随着市场经济体制的不断完善，这项政策将逐步淡出，煤炭企业必须积累这部分退出转产资金。同时煤炭企业要继续生存，必须建设新的矿井，开发新的接续资源，需要大量投入，同样这些费用必须在成本中得到补偿，包含在煤炭价格中。而在现行核算框架下，这些费用不能预提，不能计入成本项目，所需资金没有来源。

    三是煤炭成本核算项目系数规定的过死。按照市场经济要求，生产过程的投入是企业自主经营的基本内容。煤矿开采条件差异较大，不同企业所采用的开采技术、设备和人员投入不同，从而导致不同企业的煤炭产品成本也不尽相同。但实践中，煤矿固定资产折旧、维简费和沉陷治理费用提取标准是国家统一规定的。尽管在规定中也考虑了不同矿井开采条件的差异性，分类别地制定了标准，但与实际需要仍有较大差距。如，淮南煤矿多是超级瓦斯矿井，防治瓦斯支出大，估算吨煤投入大约在10元左右，而过去规定煤矿瓦斯治理费只有1元，大大低于实际需要。再如，现行煤矿采煤沉陷资金提取标准过低，根本满足不了需要，欠账越积越多，沉陷区房屋建筑搬迁问题越来越多，引发了一些严重的社会问题，国家不得不拿出大量资金补还欠账。

    濮洪九说，正是大量煤炭成本外部化，成本核算不真实，才引发了目前煤炭涨价过快、煤炭企业利润过高的议论。

    煤价市场化逐步放开还是一步到位？

    在此次论坛上，作为一定程度上掌控着煤价指导大权部门的官员，国家发改委能源局副局长吴吟的发言尤其引人关注。吴吟的态度很明确，那就是煤炭市场一定要放开。但问题的关键是一次到位执行，还是逐步到位，而这也是订货会前相关部门正激烈讨论的问题。

    他透露说，有观点是一步放开，但发改委价格部门更多地要考虑放开对社会稳定的影响，担心会产生大的波动，所以可能还是更倾向于稳步调整，逐步到位。

    但对此，与会专家也有不同观点。国务院国资委规划局局长王晓齐说，过去钢铁对国民经济的影响也不亚于煤，一直也属于统配，直到1993年才放开，当时也担心连锁涨价，但是，放开之后，虽然也经历过曲折，有过最高限价，最低限价，但最终还是全面放开，并没有出现预想的那些严重后果，所以应该坚定煤价市场化的信心。而现在煤价放开的时机已经成熟，毕竟一年近19亿吨煤中，只有2－3亿属于计划电煤，这部分煤的放开是不会有太大影响的。

    煤价市场化是大势所趋，濮洪九认为，合理的煤炭价格不仅包括产品生产耗费和保持合理的投资收益率，而且必须包括资源成本、煤矿退出成本、发展成本和环境成本等，这是煤炭工业可持续发展的前提。具体要坚持以下几项原则：

    完全成本，充分补偿原则。煤炭企业成本必须准确反映它的资源成本、生产成本和环境成本以及退出和发展成本。以工资为例，目前煤矿职工工资低于全国平均水平，这是极不合理的。煤矿是高危行业，井下生产条件十分艰苦，工作繁重，工人付出的体力是巨大的。以上这些是构成煤炭成本基础，加上不低于社会平均利润率的合理投资收益率就应该是合理的煤炭价格。

    劣等资源条件定价原则。煤炭生产成本受资源赋存条件的影响极大。我国煤炭资源与主要产煤国家相比，开采条件属于中等偏差，好的资源并不多。如果按平均成本确定价格，这些煤矿由于严重亏损，不可能开办。但国家又需要这些煤矿生产，以满足国民经济对能源的要求。因此这些煤矿耗费的劳动也是社会必要劳动，应得到充分补偿。国家要通过征收资源使用费用和所得税对不同煤矿收益进行调节。

    供求平衡的原则。煤炭是关系到国计民生的重要生产资料，供求状况对各行各业有很大影响。因此，必须形成有利于煤炭供求大体平衡的价格形成机制。既能够抑制不合理的消费需求，又能促进生产和流通，从而保证供求关系的动态平衡。

    比价合理原则。在行业之间，国家应切实采取措施，控制下游产品价格涨价幅度低于上游产品涨价幅度，这才能使它们之间的比价逐步趋向合理，而不是上游产品涨价后，下游产品也轮番涨价，造成比价复归。随着我国改革与开放的深入，逐步实现国际国内比价合理化也是一个应当解决的问题。在行业内部须理顺煤种和品种比价，体现优质优价，保护紧缺的煤种资源，提高主焦煤的比价。

    那么，什么样的煤炭价格是合理的？吴吟说，现在煤炭有两种价格，一种是市场价格，一种是部分电煤的国家调控价。“在浙江省，煤炭每吨600元的价格转身就能卖出去，证明这个价格是能够被市场接受的，而电煤价格就连电力企业也认为是偏低了。”他认为判断价格是否合理，关键是要看整个煤炭的生产和消费是否平衡，同时，由于运输不畅造成的局部市场的恶化，也不容忽视。9月下旬，吴吟到山西、内蒙古调研，发现山西有些煤矿存煤上百万吨，工人们用推土机把煤摊开，再往煤堆上注水，否则这些运不出去的煤炭就要自燃。现在煤炭的建设速度很快，煤价的上涨刺激了小煤窑的生产，如果产量继续上涨，不排除煤价下跌的可能性。

    濮洪九则建议及早发布《煤炭交易规则》，规范市场交易行为。推行直接销售，减少中间环节，彻底解决流通领域的″盘剥″问题。建立铁路、煤矿、用户经济制约关系，严格按合同办事。

    同时，改革煤炭订货制度，鼓励大中型煤炭企业与大型电力企业签订长期供货合同，维护产销双方经济利益。最近，神华集团、中煤和陕西煤业集团公司等企业纷纷与大型电力企业签订了长期供货合同，对煤炭长期供货数量和价格变动幅度做出约定，促进了买卖双方合理组织生产、采购和市场稳定、协调，值得借鉴和推广。

    此外，在鼓励产销见面，直接销售的基础上，抓紧建立以全国煤炭交易中心为主体，以区域市场为补充，符合市场经济发展要求，有利于政府宏观调控，市场主体自由交易、多种交易手段和多层次交易场所并存的现代化综合煤炭交易体系。

    吴吟则提出，解决煤电价格矛盾，最根本的还是要深化电力改革，煤价不顺是由于电价不顺。而目前竞价上网还未大面积推开，价格仍是主管部门核定，使电企不需做太多的工作就能生存发展。而真正当其实现充分竞争后，煤电联营的进程将会加快。同时，应尽快建立大的煤炭集团，实现煤电信息对称，实现供需平衡，从而取得平均利润，而在煤电之外，还要加快铁路体制的改革，目前的运力瓶颈，在一定程度上也扭曲了煤炭价格。

    低煤价下的扭曲经济

    2003年对于中国的煤炭行业来说，可谓是心情最为舒畅的一年。这一年规模以上煤炭企业盈利140亿元。但濮洪九说，这种盈利是在职工人均工资收入比全国平均水平低1050元、比中央电力企业职工平均工资低16217元，安全生产欠账500多亿元没有补还和大量资产损失没有得到及时处理的基础上实现的。如果考虑其中某一项因素，全行业就会由盈变亏。

    长期以来不完善的价格形成机制，造成煤炭价格扭曲，市场价格信号失真，不仅造成煤炭行业自身的效率损失、政府财政负担的增加，而且导致其他行业能源使用的浪费和增加国民经济结构调整的难度。

    较低的煤炭价格，导致煤炭工业与其他工业部门的利润水平相差悬殊。就是煤炭经济形势最好的2003年，行业净资产利润率只有6.04％，仅是当年全国规模以上工业企业平均净资产利润率12.06％的一半。煤炭行业自第一个五年计划以来的50年中，一直处于微利和亏损边缘。在财政补贴不足的年份，煤炭企业不得不减少生产、安全投入，降低职工收入和动用维简费和职工工资基金来弥补亏损。大量的补亏，使企业不仅失去了自我完善、自我发展的能力，就连简单再生产也维持不了，导致职工收入大幅度下降，矿井采掘失调，设备老化失修，安全设施和职工生活福利欠账多，严重影响了生产后劲和职工队伍的稳定。多年的经济困难，使煤矿积累的矛盾越来越大，潜在社会问题越来越突出。行业竞争能力下降，企业普遍缺少积累，建设新的矿井没有资金，甚至有相当数量的大型煤炭企业无力支付矿权评估费和转让金，发展更是无从谈起。

    煤炭价格扭曲影响了供应效率。尽管煤炭价格已经放开，但部分电煤价格还是在政府协调下形成的。受市场供求关系的影响，近几年煤炭价格处于上涨态势，政府协调下形成的价格大大低于市场煤价格，而且还有逐步拉大的趋势。目前电煤价格矛盾格外突出，并在一定程度上降低了煤炭供应效率。

    煤炭价格扭曲增加了国家财政负担。较低的煤炭价格使煤矿收益率低下，国家不得不投入巨资支持煤炭工业。据统计，1985－2003年中央财政动用512多亿元资金补贴煤矿亏损。1998年以来，中央和地方财政出资400多亿元用于国有煤矿关闭破产，预计将突破600亿元；每年出资46亿元，通过转移支付弥补国有煤矿养老金缺口，累计已经达到588亿元；出资59亿多元用于煤矿安全技术改造；2003－2004年中央财政出资近70亿元用于煤矿采煤沉陷区治理，预计今后国家还要拿出更多的资金支持煤矿采煤沉陷区治理，给国家财政造成了沉重负担。

    煤炭价格扭曲降低了煤炭资源利用效率。虽然我国煤炭资源比较丰富，但人均占有可采储量仅为世界平均水平53.9％。在我国现有生产力水平条件下，按照1990年不变价格计算，1吨煤大约可创造2000－3000元的产值，经济发达地区还要高一些。但由于煤炭价格偏低，对大多数用煤企业来说，煤炭或作为燃料，或作为原料，均在产品成本中所占的比重变小。实行煤炭低价政策，等于国家用巨额补贴补了用煤企业，用煤多少对其经济效益影响不大，因而普遍缺乏节约煤炭资源的压力和动力，更不愿投资于节能措施，造成煤炭利用率低，浪费惊人。2003年，我国ＧＤＰ仅占世界总数的5％左右，但煤炭消费确达到了30％以上。

    煤炭价格扭曲增加了国民经济结构调整的难度。我国煤炭价格长期偏低，实际上已成为对使用能源企业的一种优惠。能耗高、生产落后的企业不能淘汰。煤价低，收益差，谁也不愿投资办煤矿，而把大量资金投到价高利大的加工工业上去，造成短线更短，长线更长，使我国经济结构性失衡进一步加剧。只有建立完善的煤炭价格形成机制，才能促进煤炭合理价格的形成，提高行业收益率，吸引更多的资金，促进煤炭产业结构调整和优化。