煤炭價格的快速上漲，電企壓力倍增，煤電“頂牛”再現。

　　《中國經營報》記者從知情人士處獲悉，近期華能、華電、大唐、國電四家電力央企聯合給陜西省政府提交報告，表示現在的電煤價格已經超出企業成本，要求政府對電價進行上調。

　　但是，由于涉及國計民生，上漲電價很難實施，也并不符合當前國家“三去一降一補”政策，所以壓力實質再度傳導回煤炭企業。

　　11月22日，陜西省最大煤炭企業——陜煤化集團將旗下部分礦區直供省外六大電力集團的煤炭價格在11月5日每噸下調10元基礎上再次下調5元，并將全部礦區直供省內電力企業的煤炭價格下調5元/噸。

　　幾乎同時，神華、中煤、同煤等企業都宣布下調了煤價的消息，這也已經是11月以來國內煤炭企業第二次集體下調煤價。

　　11月23日，環渤海動力煤價格指數報收于601元/噸，環比下行3元/噸，已經連續三期下行。

　　為了應對煤價大漲，自從9月初召開“穩定煤炭供應、抑制煤炭價格過快上漲”會議以來，國家發改委先后召開8次穩煤價相關會議。現在煤價終于出現平穩跡象。

　　同樣值得關注的是，在全國煤炭交易會召開前夕，煤炭、電力企業電煤價格上博弈似乎已塵埃落定：神華、中煤等企業將電煤長協定價模式按照“基準價+浮動價”執行，其中5500大卡動力煤的基準價格為535元/噸。

　　政府主導重回“雙軌制”？

　　12月1日~3日，2017年全國煤炭交易會將在秦皇島舉行。本次交易會將聚焦推進煤炭供給側結構性改革和交易模式創新，推動煤炭供需企業簽訂中長期合同。

　　煤炭交易會還沒有舉行，但實際上2017年的電煤年度合同，卻比以往來得都早一些。

　　11月8日和11月11日，神華集團和中煤集團與華電、國家電投、華能集團、大唐集團和國電集團先后在北京簽訂了電煤長期合同，簽訂的數量是電力企業前三年實際用量的平均值，合同為期一年，從12月1日開始執行到2017年11月30日。

　　“以前哪有11月就開始簽電煤年度合同的？經常煤炭交易會開完之后還沒定下來呢！” 山西一家電力企業煤炭貿易代表告訴記者，發改委擔憂煤價大幅波動對電企造成不利影響，10月底就開始召集煤電雙方企業研究長協合同制定工作，并要求煤炭企業在降價的同時盡早簽署長協合同，起到帶頭和示范作用，穩定煤炭供應。

　　隨著神華、中煤這兩家煤炭巨頭和五大電力集團都簽署了中長期合同之后，國家發改委要求各地加緊組織協調，引導其他企業繼續跟進。

　　11月16日，國家發改委組織各省發改委、經信委召開電視電話會議。11月23日，山西焦煤集團和首鋼、寶鋼、鞍鋼等六大鋼鐵集團簽署2017年煉焦煤長協合同，價格以2016年11月底價為基準。

　　“集團和下屬礦區負責人正在研究和電力企業的中長協怎么簽，爭取在交易會前定下來。”陜煤化集團副總經理王增強告訴記者，此前煤炭低迷時期，電煤年度合同多采取“定量不定價”的方式，但此次電煤合同中的數量、價格以及煤炭的質量都會明確下來。

　　按照神華、中煤的“基準價+浮動價”的長協定價模式，5500大卡動力煤的基準價為535元/噸，其他發熱量煤種基準價依此進行換算。浮動價依據上一個月最后一期環渤海指數和其他最后一期現貨價格指數的之和，由供需雙方風險各擔50%。

　　依照本次國家發改委主導的5500大卡動力煤基準價為535元/噸，即使加上浮動價，仍然比目前市場煤價格低出很多。

　　據了解，535元的基準價已經是煤電幾大企業相互博弈、政府并進行指導價格的結果。此前，電力企業希望這一價格不超過500元。

　　安迅思煤炭行業分析師張葉青告訴記者，按照上述計算方式以及現在的煤炭價格計算，當前神華和中煤簽署的5500大卡動力長協合同價格約為580元/噸。

　　“這本質上仍是電煤價格的‘雙軌制’。”一位煤炭從業者表示。

　　2012年12月25日，國務院發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，宣布自2013年起，取消電煤價格“雙軌制”，煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同并確定價格、鼓勵雙方簽訂中長期合同。

　　2013年以來，煤炭企業和電力企業在年度合同上多采取“定量不定價”的方式。無論煤炭價格飆升低迷，電煤長協合同經常會出現違約，電力和煤炭企業都會選擇更有利于自己的定價策略，再進行協商。

　　現在煤炭企業和電企簽訂的長協合同，是否能夠全面履約也存在不確定性，最大的風險仍是價格。

　　“當前煤炭價格可能已到頂，后期還有下降的趨勢。”王增強認為，近期發改委加快了煤炭產能釋放，所有具備安全生產條件的合法合規煤礦，在采暖季結束前都可按330個工作日組織生產，煤炭產量將上升。而在供暖季結束后，每年的3月到5月將進入煤炭消費淡季，不支持煤價繼續上漲。

　　“市場”煤倒逼電價市場化？

　　“具體沒有測算，但肯定是虧的。”華電渭南蒲城電廠一位人士告訴記者，隨著煤炭價格上漲，企業發電成本上升，現在火電已經是虧損狀態。

　　根據國家能源局西北監管局在10月20日發布的研究報告顯示，今年以來陜西煤炭價格增長131.5元/噸，影響發電燃料成本增加5.28分/千瓦時。以燃煤標桿電價和2015年陜西火電相關成本數據進行測算，陜西火電利潤僅為0.086分/千瓦時，基本盈虧平衡。并提出預警：若煤價進一步上漲，發電企業將出現虧損。

　　該報告依據的是10月14日陜西煤炭交易中心公布的陜西動力煤價格，當時為346元/噸。而在11月18日，該指數價格為387元/噸，一個月上漲了41元/噸。根據上述數據測算，距離煤炭坑口如此近的陜西煤電已經虧損。

　　現在，一些地方煤炭企業甚至正在制定和神華、中煤“相似但不同”電煤長協價格機制。

　　“陜煤化是內陸煤炭供應企業，公司的下水煤量很少，主要是鐵路直達的煤炭量多。”王增強表示，陜煤化集團初步構想按照“基礎價+環渤海指數+陜西價格指數”的方式綜合制定價格，其中基礎價仍會是國家提出的535元/噸，但希望結合陜西煤炭供應的實際情況，加入陜西煤炭的價格變動指數，從而反映到長協合同中。

　　“南方電廠采購的動力煤加上高昂的運輸費用，成本更高。”張葉青表示，華南一些電廠實際成交的價格在680元~700元/噸，煤電廠現在處于全面虧損狀態。

　　煤價上漲導致電力企業虧損，既然電價不能輕易漲，政府只有向采取措施降煤價。

　　“市場煤、計劃電”的矛盾再次上演。

　　近期華能、華電、國電、華潤電力企業下發通知，以5500大卡平倉價685元/噸作為最高限價，超過此價的貨源原則上不得采購，如果一定要采購，需要提交申請，報經集團公司批準方可購買。

　　電企難以消化煤炭市場價格波動背后是電力市場建設還不完善。一度“煤電聯動”被視作是類市場化調節的嘗試，但實際中受調整的滯后性矛盾擠壓。據中國國際經濟交流中心特約研究員范必介紹，在當電煤價格處在855元/噸的高點時，山西火電平均上網電價為0.3682元/千瓦時，北京一般工商業電價(1千伏以下峰電)為1.194元/千瓦時。后來電煤價格走低，但并沒有相應下調上網電價和銷售電價，甚至山西火電上網電價在2011年12月~2013年8月間達到最高值0.3977元/千瓦；北京一般工商業電價從2014年1月開始達到最高值1.4002元/千瓦，分別比煤價最高的2011年10月上漲了8%和17%。

　　由于國家電網一直占據“發、輸、配、售”的重要位置，憑借其壟斷地位，獨立的輸配電價被擱置，目前的價格容易失真。

　　新近頒布的《輸配電價管理暫行辦法》《輸配電定價成本監審辦法（試行）》等政策因為明確了獨立的輸配電價形成機制，而被視作電改推進中的“一大步”。但在實際落實中，輸配電資產如何有效核定成本、政府電力監管部門如何改革以及電網企業內部相關部門改變原有的運營模式和組織管理模式目前尚未有細則出臺。

　　中金公司近期的研報表示：電價改革是電改9號文的首要任務，但是電價定價辦法落后于其他實施管理辦法出臺，這表明電價改革涉及到多方利益，遇到的阻力較大。未來關鍵還是厘清電網輸配電成本及各項費用，從而理順電價形成機制。