中煤协：已签电煤合同达94%

在近日召开的煤炭行业会议上，中国煤炭工业协会公布的统计数据显示，截至5月底，五大电力集团所属电厂已经签订合同煤14055.5万吨。至此，煤炭供需双方按照国家发改委下达的跨省区煤炭衔接框架方案，已经签订合同总量的94%。

中国煤炭工业协会相关负责人表示，尽管五大电力集团对外宣称没有签订年度电煤合同，但在实际运行中，电力企业已经按照市场化的原则以多种方式采购电煤。

同时，煤炭企业顾全大局，确保电煤供应。全国电煤消耗减少约4300万吨，而国有重点煤炭企业向五大电力集团所属电厂发运电煤11064万吨，同比减少304万吨。中国煤炭工业协会相关人士指出，山西、河南等主要产煤省原煤产量大幅下降，内蒙古、陕西和神华集团原煤产量大幅增加。

另外，电力行业耗煤减少，建材行业耗煤增加。据中国电力企业联合会统计，前5个月全国共耗用电煤5.48亿吨，同比减少7.77%。钢铁、建材和化工耗煤量增长。据中国煤炭工业协会测算，全国钢铁行业耗用原煤1.86亿吨，同比增加1.5%;全国建材行业耗用原煤1.39亿吨，同比增加8%;全国化工行业耗用原煤5864万吨，同比增加4.4%。

中国煤炭协会表示，煤炭进口现货价格迅速回升。国内主要用煤行业加大了进口煤采购力度，煤炭进口量同比大幅增加。近期国际市场现货动力煤价格和国际海运价格迅速回升。国际煤价自5月起连续1个月上涨，截至6月12日，澳大利亚BJ煤炭指数较5月底每吨上涨了9.66美元，达到76.75美元/吨，比4月上涨了13美元/吨。

据统计显示，5月，山西煤炭坑口价格环比上升10元/吨。5月中下旬，秦皇岛港平仓的发热量为23兆焦/千克的市场动力煤主流成交价格维持在每吨580元～每吨590元。受煤炭进口量大幅增加影响，广东、浙江等沿海各港煤炭交易价格出现下滑。

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推进电煤价格并轨改革的核心内容是：一、取消重点电煤合同，不在政府层面组织煤炭订货会或变相订货会；二、煤炭价格直接并轨，不设前置条件，不设定煤炭最低价；三、推进煤电联动，运力衔接改革。

2012年8月份的电煤价格并轨方案一面世即惹来争议。其主要内容是，煤炭实行长协价。将一年一签的电煤合同延长至2年以上，时限在2年~5年，成为长合同。同时，长协合同将规定电煤基础价和变动价。

9月中旬的第二稿方案对此进行了修改，主要是：长协合同不再有基础价和变动价的区分，完全按市场价格确定；同时发改委着手制定《煤炭中长期合同管理办法》，加强对煤炭合同的管理。

2012年10月30日，中电联发布《2012年前三季度全国电力供需形势及全年分析预测报告》，提出电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容，再次将电煤价格并轨推上舆论焦点，争论也热烈起来。

2012年12月21日，国家发改委发布《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》，决定从2013年1月1日开始，解除对电煤的临时价格干预措施，电煤由供需双方自主协商定价。这一举动被业内人士看做是为出台合同煤与市场煤价格并轨政策铺路。 2100433B

煤电价格联动机制

为了应对2004年以来煤炭价格的快速上涨，减轻发电企业的经营压力，2004年12月，发改委出台了煤电价格联动机制，该机制确定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。煤电联动机制确定后，发改委于2005年5月启动了第一次煤电联动。之后，虽然还进行了几次煤电联动，但是没有一次煤电联动是在达到条件之后及时启动的，每一次都是发改委在综合权衡上调电价与经济社会发展二者之关系的情况下才最终做出选择。本来煤电联动是电价市场化的过度选择，但是，由于煤电联动启动不及时，目前的电价可以说仍然是“计划定价”。由于近年来煤价上涨幅度过大，而煤电联动实施次数较少，因此，发电企业成本压力不断增加，行业亏损面不断扩大。

在电价仍然实行“计划定价”的情况下，为了降低发电企业的燃煤成本，目前的电煤价格仍然执行着事实上的“双轨制”，即存在着重点合同煤和非重点合同煤。前者执行较低价格，但是能够获得运力保障，后者没有运力保障，实行市场定价，即所谓的市场煤。重点合同的存在使这一部分煤的价格不跟随市场煤价格上涨而上涨，对稳定发电企业的燃煤成本起到一定作用。虽然获得了铁路运力保障，但是由于重点合同煤价格大大低于市场煤，因此，在某些时候，重点合同煤的执行情况受到一定影响，这其中既有合同执行量的不足，也可能有煤质的下降。虽然重点合同煤的执行有时会受到一定影响，但是，由于这些担负着重点合同的煤炭企业不仅承担着经济任务，而且承担着一定的政治任务，所以，总体上来看，重点合同煤的履约率还是比较高的，从了解的情况来看，即使履约率较低的时候，多数也都在80%以上。

重点合同煤只能满足发电企业的部分用煤需求，另外，还用相当一部分的发电用煤是市场煤。正是因为有相当部分市场煤，而且近年来市场煤价格是不断上涨的，所以才导致发电企业的盈利水平才不断下降，“市场煤”和“计划电”的矛盾日益突出。

毫无疑问，煤价上涨是导致发电企业亏损的重要原因。但是，笔者个人认为，不能简单的将发电企业亏损的矛头指向煤价上涨。煤价上涨是市场化的行为，是国内外能源资源型产品价格普遍上涨的必然结果。面对煤价上涨，发电企业必须接受，发电企业能够做和需要做的是，一方面努力降低单位煤耗，节约经营开支，降低发电成本；另一方面适时适当上调电价，转嫁部分新增发电成本。因此，虽然煤价上涨导致发电企业成本增加是发电企业亏损的重要原因，但是，想要真正的摆脱亏损，发电企业还是要从两个方面入手，即设法降低发电成本和适时适当上台电价。前者需要企业进行内部挖潜，节约企业运营开支，提高燃煤效率，降低综合运营成本；后者则需要依靠加快电力体制改革，尤其是加快输配电体制改革，进一步理顺上网电价、输配电价和销售电价的关系，最终从根本上理顺煤电价格。除此之外，发电企业还应该主动出击，通过参与煤炭资源整合或者别的途径，控制更多的煤炭资源，努力将更多的外部成本内部化，提高发电企业整体盈利能力。

煤电关系中，事实上存在着重点合同煤、市场煤和“计划电”三者之间的复杂关系。因为同时存在着重点合同煤和市场煤，煤炭企业的整体盈利水平受到了一定影响，为了获得更多利润，煤炭企业倾向于逐步增加市场煤的供应，而适当减少重点合同煤的供应；在电价仍然实行“计划价”的情况下，因为同时有重点合同煤和市场煤的存在，在一定程度上降低了发电企业的亏损程度；在煤价日益市场化，而电价却仍然实行计划定价的同时，因为存在着重点合同煤，政府能够通过对重点合同煤的干预，降低发电企业的亏损程度，减小电价上调压力，从而为进行宏观调控提供了更大空间，同样因为存在重点合同煤，在煤价不断上涨的情况下，普通消费者所承受的负担和支付的成本得到一定缓解。

在煤电联动实施的五年来，由于多次没有及时启动煤电联动，为了降低发电企业的成本压力，发改委多次对重点合同煤价格进行了干预，这在一定程度上影响了煤炭企业的盈利能力。但是，由于近年来市场煤价格大幅上涨，煤炭企业盈利能力大幅提高，因重点合同煤价格受到干预所导致的煤炭企业盈利能力下降不足以影响煤炭企业整体盈利能力的提高。

考虑到重点合同煤的存在对经济社会发展、对居民生活以及对政府宏观调控有着重要意义，因此，在今后推进电价市场化改革的情况下，笔者认为重点合同煤有继续长期存在下去的必要。

煤炭市场化是必然趋势，目前除了重点合同电煤之外，其它煤基本上已经完全市场化了。从煤炭企业自身来讲，为了不断提高盈利能力，未来逐步增加市场煤的供应，而相应的减少重点合同煤的供应肯定是他们所希望的。但是，因为重点合同煤有长期存在下去的必要，所以，必要情况下，政府应该适时适当的进行干预，使未来重点合同煤供应量不出现下降。

重点合同煤价格虽然较低，但是也没有低于煤炭企业的成本价。在未来重点合同煤继续存在的情况下，煤炭企业的盈利会继续受到一定影响，但是由于大量市场煤的存在，加之煤炭行业在中国能源供应中的基础地位很长时间内仍难以改变，所以，未来煤炭行业的整体盈利情况依然会被看好。2100433B