進入2012年歲末，電煤價格并軌問題，又再次成為各界熱議話題。作為電力業內人士，對煤電矛盾的發生、發展，以及帶來的影響感同身受，我想談一點個人的看法。
我國是煤炭生產和消費大國，對國內國際煤炭市場的影響舉足輕重。2011年，我國煤炭產量35.2億噸，煤炭進口量1.82億噸，煤炭消費總量35.7億噸，均列世界第一。在全國的煤炭消費中，電煤又占絕對優勢。
2011年，我國電煤消費達到19.5億噸，占煤炭消費總量54.9%，其中五大發電集團10.92億噸，占全國電煤消費的56%；我國10.56億千瓦的裝機約73%是火電機組，發電量的81%來自煤電，燃料成本占發電成本70%以上；鐵路、水運約40%-50%的運力用于煤炭運輸。
發電行業跟煤炭產業同屬基礎行業，又屬于上下游關系，關聯度極大。“超一半的煤炭產量用來發電，超80%的電量靠煤炭發電，超70%的發電成本是燃料成本”。煤炭對火電企業來講，可以說是生命之源，煤炭價格的漲落直接決定火電企業效益的高低。最近幾年，發電行業都高度關注煤炭市場的變化，煤炭行業重組情況，以及煤炭行業發展的趨勢。
既然煤電關系如此重要，歷史上煤電矛盾是如何發生、發展的呢？總體來講，隨著煤炭價格的逐步放開，市場化程度的提高，煤電關系日趨緊張。
我國對電煤產運需銜接方式進行了不斷的調整，經歷了四個階段：第一階段(1953年-1982年)：傳統計劃經濟模式，國家組織訂貨，煤炭生產、分配全部實行指令性計劃；第二階段(1983年-1992年)：以國家計劃分配為主，增加市場調節成分；第三階段(1993年-2004年)：國家計劃分配比重明顯縮小，市場調節成為主導力量；第四階段(2004年以來)：逐步取消政府組織煤炭訂貨方式，改為在國家公布的運力配置框架下，供需企業自主銜接、簽訂合同。
與此相對應，電煤價格也進行了一系列改革。初期以價格調整為主，后期以價格放開為主，總體來看，電煤價格改革由政府管制不斷向市場定價方向邁進。電煤價格從20世紀70年代末開始，大體經歷了計劃管理、價格雙軌制、價格放開、加強價格協調的過程。
此前由于煤電矛盾突出，通過煤價杠桿作用，煤電產業出現了“冰火兩重天、盈虧大反轉”的現象。2003-2011年，我國煤價累計上漲幅度超過200%，而上網電價、銷售電價漲幅不到40%。2008-2011年，五大集團火電板塊連虧4年，累計虧損達921億元。火電投資2005年開始，連續6年下降。相反，短短10年時間，全國煤炭行業效益實現瘋狂的“四級跳”：2000年全行業虧損，2004年實現利潤418億元，2008年2000億元，2010年超過3000億元，2011年4342億元。
可見，歷史上煤電矛盾從隱性到顯性再到大爆發，有一個演變過程，但結果都對煤電雙方產生了嚴重的影響。煤企、電企生產經營大起大落，經營成果“兩極分化”，不是煤企巨虧，就是電企巨虧，或者相反，嚴重影響能源的安全、穩定供應和行業可持續發展能力。為什么會產生煤電矛盾呢？其根源在于是煤電管理體制、運行機制的根本差異，是政府計劃體制與市場運行機制的嚴重沖撞，是政府、煤企、電企、用戶、鐵路各方不斷博弈的結果。
令人欣慰的是，進入2012年，煤電關系開始恢復理性，步入正常運行軌道。由于產能釋放、進口增加、需求下降影響，煤炭供求平衡，煤價下跌。目前火電企業虧損面已減少到40%上下，華電到今年9月底為47%。火電板塊開始扭虧為盈，轉折向好。
隨著電煤供求平衡、價差縮小甚至倒掛的市場基礎以及近年來煤電一體化發展格局的產生，今年下半年國家發改委研究提出了電煤價格并軌方案，擬取消重點電煤合同，將轉為簽訂3年及以上中長期合同，電煤價格由供需雙方自主協商確定，并制定了一些配套措施。據悉，上報方案近日已得到國務院領導的原則批復，如何完善、何時實施已引起煤電企業、社會媒體的高度關注。
那么，電煤價格并軌到底對火電板塊有多大的影響呢？據我們了解，2012年納入重點合同的電煤7.5億噸，約占電煤消費總量的37%，占全國煤炭消費總量的20%左右。納入重點合同排名前10位的大型國有發電企業占重點合同總量的78%，其中五大發電集團4.2億噸，占56%。歷史上，重點電煤價格一般低于市場煤100元/噸以上，最高時達到500元/噸。在供應緊張、煤價暴漲、電價機制不完善的格局下，重點煤確實保護了發電企業的利益。
電煤價格并軌的消息傳來，發電企業最初是什么反應呢？總的來講是情緒激動、情況復雜、多數擔憂。由于利害不同，少數價格倒掛的地方希望并軌；多數重點煤價低于市價的省份，希望慢點并軌，最好是不并軌，主要怕改革政策不配套，運力不能保障，煤價再漲，煤電聯動“再落空”導致電力市場繼續惡化，剛得以“喘息”的發電企業又再度返虧。其實，這種擔憂是有道理的：一是對煤電矛盾還心有余悸；二是背負歷史虧損，負債率高企，承受能力很弱；三是區域差異不小，煤電并軌對山東、東北等地的火電企業沖擊很大；四是電煤市場未來供求關系的不確定性；五是煤電管理體制、運行機制沒有配套改革，繼續發生沖撞。
當然，發電企業越來越有心理準備，并理性地認識到，煤炭市場化改革是一種必然的趨勢，是一道不得不邁的門檻，并軌這只“靴子”遲早要落下來。一方面目前形成了電煤供需平衡、價差縮小的市場基礎，另一方面出現了煤為基礎、電為核心、煤電一體，建設綜合能源集團的產業格局。通過理性分析，電煤價格并軌有利有弊，至少有利于調動煤炭企業積極性，構建全國統一的電煤市場，從根本上促進煤炭產業的可持續發展和電煤長期、穩定的供應，也有利于新老發電企業重新配置煤炭資源，公平競爭、合理考核。但畢竟電煤價格并軌事關重大，對發電行業總體弊大于利，特別對重點合同煤較多的東北、山東等區域沖擊很大。如果按目前黑龍江、山東等地價差110-140元/噸，五大發電集團4.2億噸重點煤的四分之一測算，則影響發電成本高達116-231億元。因此，為保障火電企業權益，實現平穩過渡，關鍵要抓兩條：一是國家改革政策要配套；二是發電行業要做好應對準備。
根據發電企業訴求，期盼國家出臺的改革配套政策，歸納起來主要有以下幾點：建立煤炭價格、上網電價和銷售電價實時聯動機制，取消煤電聯動30%的電企消化政策，并對并軌沖擊較大的東北、山東等區域相應提高上網電價；彌補火電2004-2011年期間每千瓦時7-9分錢的煤電聯動歷史欠賬，以消化累計虧損、降低負債率；云南、新疆等區域2012年煤價不降反漲，建議適當提高上網電價；保障鐵路運力，清理涉煤基金與收費，減少運輸、物流環節費用；加快煤炭應急儲備建設，完善電煤運力配置機制和煤炭市場監管機制。
同時，發電行業也要做好電煤價格并軌的應對準備，一是積極跟蹤并研究電煤政策，測算政策變化對企業帶來的影響，做到胸中有數，積極反映存在的困難；二是發電集團繼續發展煤電一體化項目，提高煤炭自給率，同時要加強內部自產煤的產需對接和購銷管理；三是利用目前電煤市場的有利時機，加強對煤炭資源和鐵路運力的控制，拓展并穩固產煤大省、大型煤企、中轉港口的煤炭供應渠道，進一步加大跨區域調運力度，加強下水煤和海外采購煤的統一管理；四是建立信息平臺，做好煤炭市場預測分析，大力推廣“陽光采購”、集中競價采購，努力降低采購成本。五是加大對火電設備的節能技術改造力度，強化廠內燃料管理，進一步降低煤耗。
從長遠看，我認為，除了上述對策外，根本的解決之道在于著力構建“和諧共存、協調發展”的煤電新格局，也是煤電雙方、政府部門長期追求的共同目標。今后政府部門、煤電雙方都應該認真吸取歷史教訓，避免煤電產業大起大落，出現一方暴利、另一方“生存難、發展難”的現象，使社會各方充分認識到煤電雙方無論是哪一方暴利或巨虧，都將對安全可靠、長期穩定的能源供應以及國民經濟發展造成不利影響，樹立煤電企業要互相包容、協調發展、多方共贏的新理念。目前電煤市場形勢下，發電企業并不希望煤價繼續大幅度下降，引起一些煤炭企業虧損倒閉，真心希望煤炭企業有正常合理的盈利水平，有可持續發展能力，能保證電煤長期、穩定的供應。同時，也希望電力企業有正常的盈利水平，能逐年消化火電的歷史虧損，增強自我積累、自我發展的能力。這就要求一方面煤電企業層面，能真正打破煤電界限，構建煤電產業鏈，形成“你中有我，我中有你”煤電融合、綜合發展的能源集團的新格局。另一方面，在政府層面，能加強宏觀調控和電煤市場監管，在推進煤炭市場化改革的同時，要繼續深化電力體制改革，在發電側逐步實現“市場定價”，建立煤炭價格、上網電價和銷售電價實時聯動機制，從根本上改變“計劃電”與“市場煤”的體制矛盾和機制沖撞。目前，作為過渡措施，當務之急就是要比照原油、成品油價格聯動機制，進一步完善煤電價格聯動機制。