6月初五大电力集团与山东省内煤企达成4%涨价合同，僵持半年的电煤僵局首度破冰，但与神华、中煤这些煤炭巨头仍未达成一致。两个上下游产业链密切关联的国企阵营在煤价上展开了10多年来最为激烈的“对峙”。
与电煤“紧缺”形势不同，6月份全国发电量同比增幅8个月来首次转正。作为近几个月发电量增速最快的省份之一，浙江省6月发电量增幅达5.9%。同是大型国资电力集团，浙能集团去年发电业务亏损严重，但却与煤炭企业签订了2009年的“有量无价”重点电煤合同。
减少合同量增加进口
6月23日，气温32度。记者来到位于杭州萧山区临浦镇的萧山电厂。这里的两台燃煤机组正在运转，从外观上看不出有任何异常。
萧山电厂是浙能集团距离杭州市区最近的一个电厂，拥有两台12.5万兆瓦燃煤机组和两台40万千瓦的天然气机组，主要向杭州市区供电。
“我们这里受金融危机影响还是很大的，现在一般平均负荷率只有75%，前几天气温特别高，才满负荷运行了几天。对于机组而言，只有满负荷运转才能达到最高的效益。”萧山电厂的负责人告诉记者，他现在最担心的就是社会需求上不去，电厂不能满负荷运转，效益下降。“由于负荷上不去，用煤量也大幅下滑。”
按照浙能集团管理模式，萧山电厂并不需要自己采购电煤，而是由浙能集团下属的富兴燃料公司给电厂统一购煤。这里电煤主要是从秦皇岛港运送到上海再经过京杭运河运到电厂。记者在现场看到大半个煤场都堆满了煤，而整个堆煤厂容量有7万吨左右，“即使满负荷运转也可以用10天以上。”
去年底，由于煤炭企业坚持要求每吨电煤涨价50元，五大发电集团与煤炭企业在煤炭订货会上不欢而散，一单未签。而浙能集团则与中煤、神华和同煤集团签订了总量4200万吨的重点电煤合同。
“现在来看我们全年消耗量可能只有3400万吨，远远不到4000万吨。”富兴燃料公司的一位高层对记者表示，虽然去年与各个煤炭企业签订了合同，但这些合同基本是有量无价的合同，“在实际的执行中，我们每个月都会提前商量定下来所需煤量。”
浙能集团共有12家电厂，其中有8家沿海电厂，具有进口海外电煤的优势。
“现在进口海外电煤加上税收，每吨价差至少还有20元以上，因此在国内减少合同量的同时，我们也加大了海外电煤的进口。去年浙能集团进口煤总量仅有50万吨左右，今年预计会超过150万吨以上。”浙能集团上述人士对记者表示，海外进口也是一场博弈，一味地加大进口必将带动国际煤价的上升。即使今年进口量是去年的3倍，达到150万吨，这在浙能集团去年全年3400万吨的电煤消耗量中仍是小数。
“现在只能这样，谁都想把成本控制到最低，在已与煤炭企业签订重点合同的情况下，一方面减少国内合同量，一方面适时增加进口。”上述浙能集团人士表示。
自建煤码头 降低成本
6月24日下午，杭州滨江新区，浙能集团富兴燃料公司总部，浙能富兴燃料公司的代表与浙能舟山煤电公司负责人正在就双方即将要签订的煤炭中转协议中的中转费讨价还价，在每吨15元还是16元上争执不下。
“现在进口煤比较多，只有你们先把量放出来才能跟外面签合同。”富兴燃料公司负责人表示。
“我们答应把场内堆放的情况每天都发给你，并且专门有人盯着这块，尽快解决堆放不均衡的问题”舟山煤电公司负责人承诺。
与富兴燃料公司签约的浙能舟山煤电公司是由浙能、中煤集团等5家企业共同组建、并由浙能控股一家新公司。其主要运营舟山煤炭中转码头，被称为华东地区最大的煤炭中转码头。
浙江作为工业经济大省，对外能源依赖严重，早在5年前浙江就计划在舟山建立一座煤炭中转码头，存放电煤。
“现在海外进口煤炭每吨价格仍比国内低20元-30元，即使加上十几块的煤炭中转费，价格跟国内煤价相比还是有优势的。”浙能集团一位负责成本运营的人士对记者表示，在煤价相对平稳时，中转码头的作用发挥并不明显，但是在去年煤价飙升时，中转码头就很好地发挥了降低成本的作用。
去年煤价上涨近乎疯狂，价格从600元上涨到700元用了不到一个星期，“在这样的情况下，如果能提前采购到煤炭，存放在中转码头，无疑可以大幅降低成本。”他表示，浙能集团下属8家沿海电厂仅有少数电厂可以停靠2万吨级的大船，因此在没有自建码头前，无论是从秦皇岛港下来的煤，还是海外进口的电煤，都需要在上海、宁波港等地方中转，现在集团自身有了中转码头，也相当于把这部分利润留给了自己。
此外，目前浙能集团自身煤炭中转仅能占到其港口业务量的三分之一左右， 其他一些在浙江设有电厂的企业如五大发电集团中的中电投和华能也在该码头进行中转，这也为企业增加了额外的利润。
先签合同 保证运力
“其实这些都是有量无价合同，并不是完整的合同。”富兴燃料公司的一位高层对记者表示，如果此后五大电力集团与煤炭企业达成了最后的价格，不论高低都要按‘五大’的价格走。”
由于去年煤价飙升，五大电力集团因此亏损近400亿元，浙能集团虽然整体没有亏损，但是发电业务亏损也超过了数亿元。
富兴燃料公司的上述人士对记者表示，其实在去年市场每吨煤价飙升到近1000元的时候，神华、中煤这些央企的合同兑现率还是很高的，仍执行每吨不到500元的价格。
而浙能集团一位参与去年煤炭谈判的人士也对记者表示，当时每天与煤炭企业的谈判进程都直接向分管省领导汇报，最后按照目前的方式签订合同也是省领导肯定的，即先把量签下来，并暂时接受煤炭企业的涨价要求。而当时也正是浙能集团与山西同煤集团就入股麻家粱煤矿问题焦灼谈判的时期，“当时同煤是否愿意浙能入股，入股比例都没有确定，为了今后双方长期合作，最后还是决定签订合同。”
实际上，按上半年的国内煤炭市场价格算，即使6月末的煤价也维持在每吨560元以上，仍比浙能集团接受的每吨540元重点电煤合同价格高20元左右。
“与从市场采购相比，我们签订重点合同，并不吃亏，反而也是有利可图的。”浙江集团公司一位人士告诉记者，控制成本也是公司选择签订合同的重要因素。目前浙能集团正与淮南矿业集团在煤价上僵持不下。
“淮南矿业集团的煤每吨要价525元，比现在从秦皇岛港下海几经周转的煤炭价格还要贵出40元左右，这是我们完全无法接受的，连安徽省内的企业皖能集团也没有与淮南矿业集团达成一致。现在虽然我们的煤还在正常发，但我们会作战到底，我们现在打算减少支付预付款。希望一些煤炭企业能按市场规律办事。”上述人士表示。
电企冀望政策协调
2009年的重点电煤合同谈判从一开始就充满了戏剧性。去年底煤炭订货会上，五大电力集团抱团抵制煤价上涨，一单未签，愤然离场。随后，不断传出发改委意欲介入协调达成4%的涨价合同，但均被发改委否认。
“如果发改委要协调早在去年底就协调了，为什么要等到现在？”发改委一位相关人士对记者表示，“煤电双方的问题需要企业通过市场机制来解决。”
6月初，僵持半年的重点电煤合同终于出现了“和解”迹象。五大电力集团集体对外宣布，已与山东省煤炭企业签订了同意涨价4%的重点电煤合同。但博弈仍在持续，五大电力集团与山西煤企、神华、中煤仍未就价格达成一致。
但博弈双方的两大阵营却对事态有截然相反的描述。
6月底，煤炭工业协会发布数据称，“截至5月底，五大电力集团所属电厂已经签订合同煤1.40555亿吨。至此，煤炭供需双方按照国家发改委今年初下达的跨省区煤炭衔接框架方案，已经签订合同总量的94%。”
但这一数据并未得到电力企业的认同，一电力企业高管反问，具体是“哪家与哪家签了？量是多少？价格是多少？”“有量无价的合同不是完整的合同，更别说有的现在连量都没确定下来。”
7月初，电煤矛盾再度升级，因发电企业与黑龙江龙煤集团价格涨幅未谈拢，黑龙江的电煤甚至出现了“断供”。7月份以来，省直调的发电企业中已有20余个发电厂部分机组退出运行，停机1500兆瓦。据不完全统计，黑龙江省内四大发电集团有30%左右的电厂已经停机。
煤电双方矛盾再升级被理解为企业向发改委“要政策”，但目前并未有任何来自政策协调的迹象。7月上旬国家电监会副主席王野平在黑龙江和吉林两地的发电企业调研时也仅要求发电企业稳定电煤库存，绝不能因缺煤停机停供，影响当地社会经济发展和人民生活。
杠杆将会偏向哪边？
“即使按照4%的涨幅重点合同的每吨电煤价格也与市场价格相差70元左右，这根本不可能。”尽管富兴燃料公司高层言语中仍透露出对于政府指导价的期盼。“我们也希望五大电力集团能够争取到国家的指导价，毕竟电价是刚性的，不能说调就调。说到底，煤炭企业与电力企业都是国有企业，不能让企业亏损太严重。”
五大电力集团一位高层对记者道出其中的“难处”，虽然双方没有签订重点电煤合同，但是通过中间商以及现货采购等途径，电煤供应一直正常，再加上今年电煤供应宽松，因此可以肯定不会出现大面积电煤紧张的情况，因此政府干预的意愿和力度并不强。
在目前没有签订合同的情况下，煤炭与电厂仍保持了较为正常的供货渠道，但双方由于价格并未谈拢，基本采取了预付款或预结算模式进行交易。
自1993年以来，我国对发电用煤实行指导价，而对其他用煤价放开了价格，由市场供求决定，这样一来，由于受需求增长等多种因素的影响，煤炭市场价格逐渐上涨，但电煤价格却由于受国家政策控制不能随之上涨，由此，煤电价格矛盾开始出现。随着煤炭资源的紧张，煤炭企业不愿再以低价向电力企业出售电煤，而电价仍受管制，电力企业无法通过电价上调消化煤价上涨成本，因此坚决抵制煤炭涨价。这也是年初以来，电力企业不断寄希望于政府协调的原因。
“重点电煤合同就好像是煤炭批发价，在市场经济环境下，仍然出现价格双轨制是一种倒退。要彻底解决煤电之争问题，必须要加快电力体制改革，实现电力价格市场化；也希望政府借此机会适时推动煤炭价格并轨，坚定地推动煤炭价格市场化机制。”中国煤炭市场网专家李朝林对记者表示。
他指出，关于今年的重点电煤合同谈判，发改委其实早已在《关于做好2009年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》中强调，今年煤炭谈判“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。“五大电力集团的死扛，实际上是对以前计划经济时代对央企提供低价煤炭的一种不舍与留恋。”
■ 对话
“重点电煤合同应淡出历史舞台”
●李朝林（中国煤炭市场网、安邦咨询资深煤炭专家）
记者：重点电煤合同自去年底以来一直僵持不下，6月初五大电力集团最终与山东煤炭企业签订4%涨价合同，你认为原因是什么？
李朝林：国家对煤炭价格市场化改革的政策很明确，实行电煤市场化后，所谓传统意义上的“重点电煤”将不复存在，“低价电煤”将淡出历史舞台。现在煤炭供过于求的形势已经形成，签不签全年的电煤合同对电力企业生产影响不大，再加上体制方面的制约，电力企业对市场电煤现货价格较大幅度下降的错误判断，重点电煤合同僵持不下是很“正常”的事。
记者：6月“迎峰度夏”以来，煤价开始逐步下滑，你对后期煤价走势如何看？将如何影响下一阶段煤电博弈？
李朝林：6月煤炭价格开始下跌主要仍是需求不旺造成，今年煤炭价格仍然会相对稳定，不会出现大幅度的煤炭价格动荡的情况。现在“重点电煤”价格仍然低于市场价格，如果煤价走低，更利于一步到位，彻底消除“重点电煤价格”，实现重点与非重点电煤价格的彻底并轨；如果煤价走高，重点电煤市场化的难度会加大，电力企业和煤炭企业在电煤价格问题上的博弈将可能继续持续下去。但是不管怎么样发展，完善市场经济体制的大趋势无法改变，电煤价格市场化是不可逆转的。
记者：5月我国煤炭进口量创下了新的历史纪录，海外煤炭进口对于国内煤价影响如何？是否会对重点电煤合同谈判产生影响？
李朝林：世界经济一体化是大势所趋，不仅国际煤炭市场价格会影响国内煤炭市场价格，而且国内煤炭市场价格也会影响国际煤炭市场价格。我国煤炭进口大幅度增加，这是在我国沿海局部地区进口煤炭价格低于国内煤炭价格所导致的。我国沿海部分地区的煤炭价格受进口煤炭价格影响较大，煤炭进口增加，国内煤炭市场供过于求的形势会加剧，会加大国内煤炭市场降价的压力；但是，绝大部分国内煤炭市场价格都是远低于进口煤炭价格的。进口煤炭增加，会在一定范围内影响重点电煤合同的签订，不过影响的程度不会太大。
记者：目前五大电力集团与煤炭企业在重点电煤合同上的僵持是否会一直延续下去？对于煤炭供应是否会产生影响？
李朝林：我觉得，政府只要不强力干预，今年五大电力集团与煤炭企业可能会出现一直不签重点电煤合同的情况。根据今年的供求形势来看，现在煤炭购销比较顺利，签不签重点电煤合同对煤炭、电力企业会有所影响，但影响都很小。
每年必须签重点电煤合同的计划经济的那种模式和做法可以终结了。不签重点电煤合同，对于完善市场经济体制，对于实现煤炭价格市场化是有益的，可以推动煤炭价格双轨制的彻底终结，煤电之争也就会很快落幕。
记者：电价不能上调，无法疏导煤价上涨压力，一直是电力企业博弈的重要砝码，你认为如何从本质上解决煤电之争？政府是否应该干预？
李朝林：出现煤电顶牛关键不是价格问题，而是体制问题，管理体制理顺了，煤电之争也就迎刃而解了。非重点电煤价格一直高于重点电煤价格，但二者就没有出现顶牛的现象，就是重点和非重点电力企业的管理体制不同造成的。
根据今年煤炭市场供应的情况，虽然没有名正言顺地签订重点电煤合同，但是，电煤供应一直正常，政府部门在市场化改革越来越成熟、越来越成功的情况下干预煤炭价格，把煤炭价格拉回到“计划经济”的轨道上，不仅是多此一举，而且会出力不讨好，没有必要；我认为这样的事政府部门也是不会干的。
来源：新京报
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