电煤供应问题及根源

 
一、煤炭价格双轨制与市场扭曲
价格双轨制源自1985年统配煤矿实行投入产出总承包。当时煤炭基本上处于供过于求的状态。反映在矿价上,很多乡镇矿出矿价仅仅略高于计划出矿价,而低于国营统配矿平均价格;反映在销售上,各省生产能力闲置,有的运力不足,有的煤种质量差,被小煤矿冲击。承包制规定:确定以1984年分配计划为包干基数,包干基数以内的实行平价,年度国家计划以内的超包干基数部分加价50%。超计划生产的煤炭,如果纳入国家分配的加价100%,不纳人国家分配的议价自销。根据承包制安排,国有煤矿首先要完成煤炭产量定额并按国家统一低价出售给电力、钢铁、冶金、化工、交通等重要下游行业,超定额煤炭才能在限定范围加价。后来加价这一部分被改为指导性计划,从而形成煤炭计划价、指导价和议价并存的价格体系。
在上述体制下,通过国家计划指标下达给燃煤电厂的煤被称为“计划煤”;或者说,指每年全国煤炭会上,电厂与重点国有煤矿签订计划供煤合同并安排了铁路运输计划的煤,又被称为重点合同煤;与之对应,电厂从煤炭交易市场上直接采购的煤炭称为“市场煤”。不同种类的电煤价格不相同。1990年以来,除了煤炭市场极为低迷的1999-2000年,重点合同电煤价长期低于电煤市场价。如果再加上各种中间交易费用,二者价格有时相差高达100元/吨以上。
煤炭价格“双轨制”是计划经济向市场经济模式转变中的过渡产物。在20世纪80年代,价格双轨制不仅仅出现在中国的煤炭行业,在农业、钢铁和劳动力市场等众多行业都曾出现。1985年推出煤炭价格双轨制有两个目的,一是鼓励煤矿增加产量,二是保护低效率的下游产业。在计划经济时期价格双轨制发挥了特殊作用:
1.在价格改革难以较快完成而统一价格又使煤炭企业严重亏损的情况下,部分缓解了企业经营困难。
2.煤炭产量超基数和超计划的加价,极大地激励了煤炭企业的生产积极性。在统配煤矿实行总承包后,很快摆脱了天天追产量、催进度的被动局面。
3.企业多产可以多得,从而可偿还部分生产设备和安全设施欠账,使企业超亏得以部分弥补,还可以积累资金用于扩大生产。因此,增超产煤的加价及议价政策起到了以“计划外”保“计划内”的作用。
另一方面,煤炭价格双轨制也暴露了一些特殊问题。首先是国内煤炭商品价格对价值的背离以及煤炭供需的矛盾。由于煤价始终被严格管制,企业缺乏自主定价权,每次调价都是因企业亏损被迫进行,政策调整缺乏整体方案和连贯性。可以说,双轨价格差距越大,说明这种背离程度越大,供需矛盾也会越突出。煤炭价格双轨制让政策制定者始料未及却是必然的一个后果是:计划内煤炭逐渐减少,越来越多的煤炭在计划外出售,人为低价的计划内煤炭难以维持,煤炭实行市场定价的压力增加。特别是在80年代后期到90年代初,其他煤炭下游行业的市场逐渐放开,因此这些行业对煤炭市场定价并没有很大的抵触。但是,电力行业很例外,电价一直受政府严格控制,电煤价格市场并轨有很大压力和顾虑。
1994年之后,当政府完全放开煤炭价格控制后,煤电争端更严重。一些电力企业无力按市场价购煤,煤炭企业则拒绝供煤,停电经常发生。在此情况下,1996年中央政府被迫规定,无论是国有、地方还是乡镇煤矿,所有对电厂供煤都执行国家指导价。此后,电煤的政府指导价虽逐年提高,但始终低于市场价。尽管政府要求所有发电用煤执行政府指导价,但政策并不能完全落实。由于政府指导价低于市场价,煤炭企业普遍以各种借口不完全履行合同。而且,在中国的法律框架下,煤炭合同对煤炭企业来说是一个软约束,煤炭企业的违约风险和可能遭受的惩罚极为有限。除煤炭价格矛盾,煤炭运输能力严重不足是另一个重要矛盾。很多情况下,即使电力企业能够以政府指导价拿到电煤合同,但如果不能拿到铁路运力指标,电煤合同也不会得到有效执行。
历次煤炭订货会上,发电企业一直是最大买家,煤炭定货会的实质就是煤电行业讨价还价的场所。历次煤炭定货会也都是一个极为艰难的过程。2002年终于出现煤炭订货会历史上的首次失败,仅9000万吨重点合同电煤成交,只占当年电煤总量的37.5%。
出于对通货膨胀、社会稳定和影响电力行业竞争力的担忧,从电价逐步调整到现在的煤电联动,国家对提高电价一直相当谨慎。电煤价格管制产生以下几种结果:
1.由于低于市场价格,重点合同电煤供不应求,国家不得不实行资源配给制,在订货会上按计划进行分配;
2.计划煤和市场煤的价格差异产生炒卖合同的行为。每次煤炭订货会上,都有大量“煤倒”炒卖电煤合同从中渔利;
3.煤炭生产企业通过降低煤炭质量使电煤变相涨价。目前的实际情况是,煤炭产能并不短缺,困难在于煤电双方的价格分歧,背后根源是煤炭市场定价和电力行政定价。作为中间协调者,政府陷入一个两难的尴尬境地。
 
二、煤电矛盾根源在于价格机制
煤电联动政策只能暂时缓解煤电矛盾,但不能从根本上解决煤炭和电力行业的矛盾,已实施的两次煤电联动方案总不能使各方满意。例如,煤炭成本如何在不同发电企业之间分配,零售电价上升如何在各省和各类最终用户之间进行分配,其规则并不明确,并且有主观随意性i最重要的,煤电联动政策使煤炭和电力双方对政策调整都有了预期,煤价可以涨,电价也可以涨。博弈的不仅是煤电双方,还有两大能源行业与中央政府的政策博弈、地方政府与中央政府的博弈。在过去二十多年里,中国能源政策的侧重点逐渐经历了从煤到电的转变,煤、电行业的地位、盈利能力和议价能力也有类似转变。
(一)煤电双方的议价能力
中国主要有三类煤炭生产企业:近100家中央国有重点煤矿企业(控制权属中央国资委),平均规模约1000万吨;国有地方煤矿企业(控制权属地方国资委);乡镇和民营煤矿企业。后两类通常被称为小煤矿。中央国有重点煤矿和地方国有煤矿具有公共事业属性,承担了煤炭供应的中央计划或地方计划指标;乡镇企业则是纯商业实体,煤炭产销完全商业化。煤炭生产企业众多,但国有重点煤矿企业在全国煤炭产量的份额并不占优。1980-2005年,国有重点煤矿的产量从3.44亿吨提高到了10.3亿吨,但在煤炭总产量中的比重却从55%下降到47%。2008年,中央国有重点煤矿、国有地方煤矿和乡镇煤矿的煤炭产量分别约占全国总产量的51%、14%和35%。因此,即使中央国有重点煤矿计划电煤都落实,也不能满足电煤需求总量。尽管乡镇煤矿的企业规模无法与国有重点矿相提并论,但从总量来说,乡镇煤矿对于电煤供给的贡献却举足轻重。
2005年,1000万吨规模以上的煤炭企业只有32家,占煤炭生产能力的44.3%;3000万吨以上的10家,2000万吨以上的只有5家。截至2007年底,全国规模以上煤炭企业达到6770家,其中,原煤年产量超千万吨的企业34家,规模过亿吨的企业产量所占比重达到45%;大中小煤矿的产量比重大约是50:12:38。产量前5名的煤炭企业年产量大约仅占总产量的20%。虽然中国煤炭行业总产量规模庞大,但各煤炭企业的生产规模相对很小,煤炭市场基本可以看成是一个完全竞争的市场。
与竞争性的煤炭市场相反,即使在发达工业国家,电力行业也是一个自然垄断行业。中国电力行业的垄断地位更在长期计划经济下得以增强,公用电力事业基本上是中国渐进式改革最后才触及的部门,目前发电侧虽然已经引入竞争,但大部分电力公用事业本质上还是由国家最终所有和控制,受到中央或地方政府的保护。
2002年电力体制改革后,新组建的五大发电集团联合成立了“中国电力工业燃料公司”,代表电力企业与相对分散的煤炭企业讨价还价,其他独立发电企业也可以加入各省燃料公司。相比之下,发电行业的产业集中度要大于煤炭产业。五大发电集团的发电量占到2007年总发电量的42%。根据2007年电煤占煤炭需求的比例大致估算,五大发电集团占煤炭总需求的比例近30%。这种产业组织结构使电力行业的议价能力大大强于煤炭行业。
(二)煤、电行业盈利能力
1981-2000年20年间,有14年煤矿行业整体亏损,最高年亏损额达到55.5亿元(1991年)。据统计,1989-2003年,原国有重点煤矿共生产146.2亿吨煤炭,占全国产量的80%,15年间只在2003年微利,其他年份全部亏损。即使是效益最好的2003年,全国规模以上煤炭企业的利润总额也只有137.7亿元(含原中央财政煤炭企业补贴收入),其中国有及国有控股煤炭企业利润总额87.1亿元。在1046户国有及国有控股煤炭企业中,原中央财政81户重点煤炭企业补贴前亏损面达62%。
电力行业恰恰相反。一方面,虽然从1993年起放开了煤炭市场,但是国家为了保障电力供应和电力行业发展,对电煤价格水平一直严格控制。另一方面,电价由行政制定,但是电价结构比较复杂和混乱,国家按照固定回报率制定上网电价和零售电价,电网企业从发电和零售之间的差价获取利润。在上述定价政策下,在2002年电力体制改革之前,厂网一家的电力企业长期赢利,而且利润额远远高于煤炭行业,二者利润额差距逐年增大。即便是在厂网分开之后的近几年,在国内煤炭市场价格整体大幅上涨的情况下,2003-2007年五大发电集团的利润也在逐年上升,仅在2008年才出现亏损,总额322亿元,全国火电行业整体亏损额700亿元。与煤炭行业长期历史欠账(特别是国有大中型煤矿历史负担重、投入不足)相比,电力行业显然更有资金实力。
(三)煤电产业链的纵向价格双轨制是煤电矛盾的根源
从产业组织理论上来说,通过垂直一体化坑口电站或煤电长期协议等交易模式,可以最小化煤电双方的交易成本或者最大化长期利益。然而,长期计划经济下的过度政府干预,使两个行业很难有机会和动力来形成交易成本最小化的产业组织关系。一方面,历史上的长期亏损使大部分煤炭企业没有能力进行资本密集型的发电投资来形成一体化;尽管电力企业有实力来整合形成一体化的煤电行业,但长期电煤低价政策使电力行业没有动力整合上游煤炭企业。另一方面,电煤、电力价格都长期由行政确定,使两个行业缺乏订立形成长期合同的基本动力。因此,中国目前的价格机制无法为煤电产业最小化交易成本提供必要的制度性框架。
电力行业为稳定煤炭价格,采取了一些办法:
1.集中采购。电力体制改革之前,电力系统的电力燃料管理由中国能源燃料公司(中能公司)负责协调、监督、指导,中能旗下还有各省相应的燃料公司。2002年电力体制改革之后,电煤管理体制也出现较大变化。电煤采购由单一垄断采购转为一定规模的集团采购。2002年12月全国电力冬储煤会上,原国家电力公司要求电煤采购管理仍沿用“中能公司模式”,实行联合采购。目前,煤电合同谈判和签订均是五大发电集团对煤矿集团,或独立发电企业对煤矿企业单独进行。五大发电集团的行动对煤电谈判结果的影响至关重要。
2.进口煤炭。一些发电集团在条件具备的情况下进口煤炭,利用国际资源调节国内价格。
3.与煤企签订中长期供需合同。
4.煤电联营,通过兼并、收购和建设煤矿,从源头上稳定煤炭供给。
有观点认为,煤电联营并不符合专业化分工要求,不符合煤、电各自的行业特性,并非资源优化配置的有效手段。现实的情况是,为数不多的几个煤电联营成功案例中,电力企业可以获得的煤矿资产大多属于煤质较差(3000大卡左右的劣质煤)、开发生产条件已经成熟,无须进行过多前期勘察的老矿。但是,这类矿产资源并不多。电力企业一般以控股形式进入。电力企业投资煤矿,在资源勘探、储量开发上缺乏专业的技术力量,储量资源开发难度较大,仍然需要委托第三方的勘察设计机构进行,开发和运行成本都比较大,与地方获得资源采矿权的谈判困难。例如,中电投控股内蒙“火凌河”煤矿、华能收购内蒙海拉尔伊敏河煤矿、国电收购平庄煤矿。
煤炭企业也有对策:
1.联合销售。大多煤炭企业小、散、弱,经常各自为战、竞相压价。为加强市场风险抵御能力,煤炭行业进行了联合销售,通过建立区域性、跨地区的煤炭联合销售机构,增加应对电力行业的筹码。1997年原开滦矿务局、峰峰矿务局、霍州矿务局等煤炭企业成立了华北炼焦煤销售联合体;1998年陕西省成立煤炭运输销售集团公司。山西省的焦炭销售联盟,河南煤炭销售总公司,2000年中国煤炭运销协会和14个国家大型炼焦煤生产企业成立的中联煤炭销售有限责任公司,晋冀鲁豫陕5省煤炭企业及神华集团实行了煤炭销售联席会议制度,西南、西北、东北地区煤炭企业实行了煤炭销售联席会议制度。
2.煤炭大集团。各省通过收购、兼并、整合的方式不断扩大煤炭企业规模,形成企业集团。比如,山西将原西山、汾西、霍州三个矿务局合并组建为山西焦煤集团公司。
3.降低煤炭质量,变相提高煤价。部分中小煤炭企业在供应电厂的煤炭中,通过掺水和粉碎的煤矸石降低煤炭质量,应对重点合同电煤与市场煤价差不断拉大的问题。煤炭企业认为,同价才能同质,不同价无法同质。这种方法在实际操作中也比较有效,既保证了签订的电煤合同量,又减少了煤炭企业的利润损失。可以说,这是电煤限价的必然结果之一。然而,电煤整体质量下滑增加了电厂煤耗,发电企业生产成本剧增,又危及电力供应和电网稳定运行,对社会经济运行带来了成本。
然而,目前包括煤炭行业、电力行业和政府部门已经采取的所有措施,都具有短期性、应对性,是短期对策而不是长期战略。
 
作者:国家电力监管委员会研究室电煤课题组  来源:《中国电力发展与改革研究》
 
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