摘要：在目前全球金融危机仍在延续的大背景下，煤电两大行业间的博弈程度之深、耗时之长，实属罕见，成为市场关注的焦点。本文从经济原因和体制原因对煤电之争的原因进行了解析，并提出相关对策。
关键词：煤电之争 原因 对策
自2009年全国煤炭产运需衔接合同汇总会，煤电双方2009年度电煤合同谈判陷入僵局以来，五大电力集团至今未签一单，国家协调方案迟迟没有出台。在目前全球金融危机仍在延续的大背景下，煤电两大行业间的博弈程度之深、耗时之长，实属罕见，成为市场关注的焦点。本文对煤电之争的原因进行简要分析，并提出相关对策。
一、煤电双方争议的焦点
在2009年全国煤炭订货会上，煤炭行业和电力行业争议的焦点是：对重点电煤合同价格一方坚持涨价，另一方坚持降价，双方分歧达50元/吨之多。
煤炭行业认为：煤炭增支因素增多，生产成本增加，电煤合同要按照市场经济的原则实现市场化，对过低的重点电煤合同价格进行适当提高。
电力行业认为：2008年煤炭价格上涨过快，偏高的煤炭价格致使发电企业严重亏损，要求煤炭行业将重点电煤合同价格在去年合同价格的基础上降价50元/吨。
二、煤电双方产生争议原因分析
1、经济利益冲突是引发煤电矛盾的直接原因
⑴煤电行业年度盈利水平差距拉大
2008年，由于受全球金融危机和国内宏观经济影响，煤炭和电力行业经营状况均受到不同程度的影响，但两大行业的盈利水平差距明显拉大。
煤炭行业：2008年，国内煤炭市场异常活跃。煤炭供求关系完成了从“极度紧张”到“过度宽松”的转变，煤炭价格则经历了从“急涨”到“急跌”两个过程。2008年度全国大型煤炭企业煤炭销售平均价格为356.3元/吨，同比上升34.4%；实现利润1304亿元，同比增长80.1%。
电力行业：2008年，电力运行阶段性特征十分明显。前5个月全国电力供需矛盾一度较为突出。6月份以后，全国用电增幅开始回落，并逐月走低。10月份出现了1999年以来的首次负增长，11月份同比降幅更是高达8.1%，大部分地区开始出现电力供大于求的局面。2008年，国家发改委虽两次提高上网电价，但由于受煤价上涨过快和用电需求下滑的影响，全国五大电力集团共亏损约325亿元；扣除水电及其他产业盈利，五大电力集团燃煤火电亏损达到400多亿元。
⑵煤炭价格上涨造成成本增加是电力行业提出降价的主要动因
在我国电力结构中，火力发电占全国发电量的80%以上。2008年全国火力发电耗用煤炭为13.4亿吨。在上网电价保持不变的前提下，燃煤成本增加是电力行业经营亏损的主要因素。
以秦皇岛港山西煤炭价格为例，2008年山西5500大卡/千克的优混煤含税车板平均价格为700元/吨，较上年平均价格450元/吨上涨了250元/吨，涨幅高达55.6%。若换算成供电标准煤，则2008年煤炭平均价格上涨了318.18元/吨。
据国家能源局数据显示，2008年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为349克／千瓦时，也就是说供电标煤价格每上涨100元/吨，发电成本就要增加0.0349元/千瓦时。按此计算，2008年由于煤炭价格上涨导致电力行业燃煤成本增加约0.111元/千瓦时。2008年6月和7月国家发改委两次提高合计为0.0373元/千瓦时的上网电价给发电企业带来的收入，不足以弥补因燃煤成本上升导致发电企业亏损压力。
⑶成本增支因素增多是煤炭行业提出煤炭涨价主要原因
近年来，随着煤矿安全生产投入、资源税费征收标准提高和政策性增支因素增多，煤炭生产成本不断增加给煤炭企业业绩提升带来很大压力；加之2009年国家对销售煤炭产品的增值税税率提高4个百分点和资源税改革方案即将出台，无疑都使原本生产成本负担沉重的煤炭行业雪上加霜。
据中国煤炭工业协会统计，2008年全国大型煤炭企业煤炭原煤单位成本为339.86元/吨，同比增加39.64%。煤炭企业除通过企业本身节支降耗，加强内部经营管理，消化少量可控成本外，为争取经济效益最大化，只能通过提价的方式向下游客户转移政策性增支因素。
2、体制改革进程缓慢是造成煤电矛盾的根本原因
⑴煤炭订货会演变进程
全国煤炭订货会作为我国煤炭产运需衔接配置的主要实现形式，为煤电行业发展搭建了重要平台，在促进煤炭产、运、需有效衔接，保障电煤供应和国民经济健康有序发展等方面发挥了重要作用。但随着我国市场经济体制改革的不断深入和国民经济的快速发展，全国煤炭订货会逐步暴露出一些弊端和问题，并进行了一系列变革：
2004年下半年，国家发改委、铁路等部门和煤炭、电力等行业及企业开始对煤炭订货体制和机制实施改革，首次出台了煤电价格联动的政策；2006年政府取消电煤价格临时干预措施，同时引入了煤炭价格市场化机制，由煤电双方自主确定交易价格；2009年煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制。
由于我国市场经济体制的不完善，电煤价格市场化形成机制尚未完全形成，使得“重点电煤”和“非重点电煤”价格悬殊严重，为煤电之争埋下祸根。
⑵国家宏观经济调控政策阻碍了煤电价格联动机制实施进程
煤电价格联动机制是指若联动周期(原则上不少于6个月)内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，就相应地调整电价，超过5%的那部分煤价成本，由发电企业承担30%，其余70%则通过涨价来消化。2005年、2006年，我国已经启动了两次煤电联动政策，有效缓解了煤炭价格波动对电力成本的影响。
2008年，由于受国内宏观经济和煤炭市场供需环境的变化，电煤市场价格上升幅度远远超过5%，但国家为了防止当时通货膨胀率的持续上升，避免对经济的冲击和居民生活的影响，先后两次采取电煤限价措施，没有启动煤电价格联动机制。
⑶电力产业链利润分配存在失衡
目前我国所有电价都受到政府严格管制，电力产业链中上网电价和销售电价分别代表发电企业和电网企业两个经营主体的利益。从我国电力产业链利益分配形式分析，电煤价格上涨的成本是由发电企业承担的，而销售电价上涨的成本是由用电企业或个人承担的，位居链条中间的电网企业，即便在电煤价格上涨的情况下，也能够获得稳定而丰厚的利润。为缓解电煤价格上涨造成发电企业经营困难，自2008年7月日，国家出台了上调电价方案。根据该方案：全国上网电价平均上调0.0117元/千瓦时，同时销售电价上调0.025元/千瓦时。电网企业在没有增加任何成本的情况下获得了0.008元/千瓦时的利润。电力产业链利润分配不合理是导致发电行业经营状况未能明显好转的重要因素之一。
三、金融危机下解决煤电之争问题方法与探讨
近几年来，由于我国煤炭价格市场化机制不完善和电力体制改革明显滞后，使得煤电之争成为我国经济活动中越来越突出的问题。在当前金融危机仍在延续、能源供需矛盾有所缓解的大背景下，结合我国经济体制改革现状，现对如何解决煤电之争相关对策分析讨论如下：
1、深化能源价格市场化改革
在多年煤电双方存在价格分歧的表象下，我国能源价格定价机制不完善才是导致煤电之争最根本原因。因此解决煤电之争最根本的措施在于如何按照市场经济规律，深化我国的能源价格市场化改革。一方面要继续完善电煤价格市场形成机制，对重点电煤价格实行市场化价格销售，实现“重点电煤”和“非重点电煤”价格并轨。另一方面要继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。
2、实现煤电联营，走向煤电一体化
煤炭和电力都是我国主要的能源储备，属于战略性资源，关系到国家经济安全。政府应该大力推进由央企主导的电力和煤炭企业跨行业、跨区域、跨所有制融合，在尊重市场经济规律的同时，实现参股、重组，调整产业结构和产品结构，合理、均衡地加快煤电基地的建设，实现煤电联营，走煤电一体化，不仅有利于保证充足电煤供应和火电企业抵御煤炭价格波动风险，有利于煤炭企业抵御生产过剩、煤价波动以及产生呆坏账的风险，而且更加有利于增强煤炭和电力企业抵抗当前经济形势下国际竞争能力。
3、加快推进直购电试点改革
大力推动直购电试点，改变现有电力销售机制，打破电网企业独家买卖电力格局，在发电和售电环节引入竞争机制。通过直购电试点，可以探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，使终端用户进入电力市场，促进建立开放的电力市场，达到缓解发电企业经营压力目的。
4、建立稳定的电煤供应保障机制
国家可设立专门的煤电监督和管理部门，搭建煤电运协调平台，改革铁路运力分配规则，保持能源产业链稳定运行；同时建立相当规模的国家煤炭战略储备系统，以缓冲煤炭市场大幅波动，防止因煤炭波动造成国内部分地区电荒现象的发生，促进国民经济的健康发展。
煤炭、电力行业作为国家经济大局稳定的重要行业，稳定的电煤供应不仅有利于煤电双方的健康发展，有利于保障国家能源安全和经济安全。因此，加快推进煤电价格市场化改革，尽快解决好煤电之争，对保障我国经济的健康、快速发展具有重要的现实意义。
参考文献：
⑴李朝林.重点电煤价格没有降价空间：煤炭信息周刊 2009年第11期.北京
⑵蔡玺玉、童小娟.2008年电力行业经济运行综述及2009年分析预测:中国煤炭市场 2009年第1期.北京
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