四亿吨电煤合同未签究竟为何

06--1--18

曾经四处奔跑在济南大街小巷中“晋”牌号的法拉力、奔驰高档轿车的消失，宣告了２００６年煤炭产运需衔接会的落幕。说电煤订货无果而终也好，讲煤电两家不欢而散也罢，总之是近５亿吨的电煤重点合同没被搞定，这是不争的事实。

合同未签，原因众多，但关键还是价格。今年是电煤价格放开的第一年，煤电双方对价格都很谨慎，这表明电煤价格改革已触及两大阵营的核心利益，电力企业在经过近两三年煤价高位运行之后，已经无力再接受煤企的涨价要求。

煤企错误判断形势

提价或不提价的依据是市场供需，当煤炭市场供小于求时，作为买方自然要接受高价，当供求形势发生转化了，这时候的卖方价格当然也会顺势下滑。不管接受与否，这就是市场逻辑，所有的价格反映依此而判断。

中国价格协会的一位专业人士在接受媒体采访时表示，“现在煤炭供需中最大的部分还是电煤，达到一半还多，电煤对煤炭的价格走势还是起着决定性影响的作用。本来市场需要２０亿吨煤就够了，但是明年的产量要达到２２亿吨。尽管个别品种可能因为供需不平衡，价格会上涨，但是总体来说，煤价不应该上涨！”

据发改委预计，２００６年国内煤炭总需求２２．５亿吨。从煤矿产能看，截至去年４月，全国持有煤炭生产许可证的煤矿核定能力为２２．６亿吨。去年一年投产新增能力至少在６０００万吨以上。煤炭产能过剩的压力逐步显现。同时，一些分析机构也认为，我国电力供求将从两年以来的供不应求向供求平衡转化。此外，国际煤价的走低客观上必将起到抑制国内煤价上扬的作用。据煤炭业内人士介绍，从去年开始，澳大利亚进口煤运至沿海电厂的价格已经与国内同质煤炭的价格持平。相对于国外质高价低的煤炭而言，国内煤炭价格的竞争优势在哪里？更难理解的是，与国外煤炭企业高出国内企业十几倍的人工成本、技术投入相比，国内的煤价有何理由高于进口煤的价格？

对于煤电在价格上的对峙，中国煤炭运销协会副理事长武承厚毫不客气地将责任全部归罪到了电力企业头上，“因为电力企业根本不谈价”。既然是谈判就应有来有往，有要价也会有还价，如果这样就被认作“不谈价”难免有失厚道。为了推动衔接进展，１月８日晚上，国家发改委出面协调了五大发电集团与神华的价格谈判，但不管发改委如何用力斡旋，电力怎么表态，神华对于１５元／吨的上涨幅度就是不松口，结果三方不欢而散。“我们不是不签，煤矿一开口就是涨。可国家的政策是保持价格稳定作用，稳定就应该有涨有落，只涨不落这让我们怎么谈”。通讯员在采访中听到很多电力企业抱怨。

稳定、监管、放开是今年发改委电煤价格改革的总体思路，通讯员注意到国家发改委对此次电煤价格改革的文本表述是：“在保持电煤价格总体稳定的前提下，取消价格临时性干预措施，由煤电双方自主确定交易价格。”显然，其前提是“电煤价格总体稳定”，不能乱来。电煤价格放开了，煤炭企业自然是欢欣鼓舞，认为放开了就可以理直气壮地涨价，这着实有悖发改委的改革原则，是跟国家政策唱对台戏，稳定绝不意味着大幅度的涨价。

重点电煤合同“流产”虽非众人所愿，但归根结底当事几方都难逃其责，而非一方所为。如果最终将签单“不尽如人意”的原因仅仅归于另一阵营的顽固坚守，这实在有违煤炭企业一直推崇的市场化准则，因为电力企业这次就是从市场出发，经过实实在在的成本测算之后，才拒绝了煤企的涨价要求的，市场竞争所体现的，就应该是商业利益的最大化。难怪有业内人士不留情面地指出，煤炭行业如果不一味指责对方，而是能够从自身反思原因，煤炭行业向前发展的步子就不会这样迟缓了。

电力不能承受价格之重

２００５年下半年以来，煤炭的价格便呈现出下降的趋势，有的电煤价格在实际执行中已经降低了２０元／吨，且这种趋势有延续的迹象，在此环境下，煤企对价格上涨并不看好。但就是在煤价回归理性的时刻，承载着电煤价格放开大任的２００６年产运需衔接会如期而至，这使得刚刚平复的煤价再次获得了提升的可能。因为电煤价格放开成了这次会议最重要的政策，由此，煤炭企业普遍有了涨价的心理预期。据了解，很多手握电煤的企业在价格没达到心理预期的情况下不愿轻易出手。对此煤炭运销协会会长刘彩英“警告”煤炭企业，电煤价格上涨别指望一步到位，要分步走，要价的“胃口”不能过大，否则必定会引来发改委的价格干预。

煤企倒也听话，将原本几十上百元的涨价预期调低到每吨平均上涨２０～３０元左右。对于这样的价格，当煤企电企坐在一起谈的时候，“电力企业不接受。”一位与会代表对通讯员说。

２００６年，华电集团需要在订货会上签订６０００多万吨的煤炭合同。“如果按照煤企提出的一吨煤炭涨２０元的要求，这６０００万吨煤炭就需多支出１２个亿。”

大唐集团保定热电厂副厂长 冯 先生还在济南焦灼等待集团的下单，“我们的煤炭采购量为２００多万吨。去年每吨煤２６０元的时候，我们就在亏损了。”华能集团的一位与会经理 王 先生则不愿意多提订货会的进展。“我们现在关心的不是涨价多少，而是我们怎样消化这部分涨价所带来的成本亏损。”据通讯员了解，今年发电企业上网电价上浮的可能性非常小。“假设每吨煤上涨３０元，我们今年就要亏损好几个亿。我们希望各方能考虑发电企业的难处。”

参加订货的一位集团公司副总表示：“成本压力来了，我们最先做的事是内部挖潜精打细算。从自身做起，想办法调整用煤结构，在技术上进行改造，总之是尽一切可能消化不利因素，与政府共度难关”。由于近两年电煤价格上涨给发电企业带来的成本增加的压力太大，目前五大电力集团接近一半的发电企业都在亏损经营。

市场化改革任重道远

煤有煤的难，电有电的冤，几亿吨的电煤合同没有签订，无论对煤企、电企还是会议的组织者发改委来说都是件难以接受的事。价格放开的第一年就闹了个一拍两散，多少让发改委有些难堪。

有业内人士指出，由于影响电煤价格的煤炭、电力、运输等领域都还不是真正的、健康的市场，这些要素资源价格在定价上也带有较为浓厚的福利色彩，因此电煤价格市场化改革只能是整个产业链条上市场化改革的一部分。而作为政策的制定者，发改委在整个订货会上的政策欠缺一致性，这表明政府在决策的时候不够谨慎和理性，这在一定意义上加速了重点电煤合同的“流产”。

真正实现电煤价格的市场化改革，首先要校正体制性的低价问题；其次，要理顺要素资源的成本体系，建立完整的资源成本市场化核销体系；再次，就是要使企业真正成为市场竞争的主体；最后，政府部门在协调煤炭供需双方的矛盾时，必须明确，调解的目的不是干预，而是不断消除煤电“顶牛”的体制性障碍。

来源：中国电力新闻网

中国西部煤炭网 晓 舟