问：煤炭和电力本是产业链条上的上下游，煤电之争却旷日持久，从闹“煤荒”到煤炭大量滞销，金融危机的到来使得煤电之间博弈日趋激烈。究其根源，并非行业体征使然，仍是价格传导机制未理顺。上游煤炭价格已经基本实现市场化，而下游电力价格却没有放开。请谈谈煤电之争的由来。
武承厚：煤电僵持的困局由来已久，煤电之争的根源在于1992年开始煤炭价格市场化不彻底。当时，国家为了确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成了“计划煤”与“市场煤”的价格双轨制。2005年6月初，国务院出台《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，要求改革电煤价格形成机制。2005年10月28日国家发改委主办的“资源价格改革研讨会”上，发改委主任马凯强调，推进资源性产品价格改革过程中，全面实现煤炭价格市场化是重头戏。2005年全国煤炭供需基本平衡的形势也给放开煤价提供了一个良好的市场环境。2005年12月23日发改委对外界表示，关于2006年的重点合同电煤(计划煤)价格将在政府监控下放开。当时在煤电两大阵营内引发强烈反应，煤炭企业呼吁放开煤价已久，特别是取消“计划煤”与“市场煤”的价格双轨制。而作为电力企业来说，也是希望政府能够在放开煤价的同时，使得电力价格走向市场化。
2005年5月国家发改委推出煤电联动政策试图解决“煤电顶牛”的局面，煤电价格联动政策是国家在市场煤、计划电背景下，为理顺煤电价格关系而出台的电价政策。政策规定，在一定时间内，当煤炭价格累计变动幅度超过一定数值时(目前规定5%)，其增加的成本，30%由发电厂自行消化，70%由国家通过调整电价解决，以弥补发电厂成本的增加。当时，全国平均电价每千瓦时上涨0.02元，约消化掉7%-8%的电煤价格上涨因素。但同期，电煤价格实际涨幅已达70%以上。即按照煤电联动，煤价上涨5%，电才能联动，同时，电煤涨幅的30%仍需由发电企业承担，在此基础上，上网电价才能随煤炭价格变化而调整。但关键是因电价的调整对国计民生影响过大，最近几年政府并未及时按照煤价的变动来执行煤电价格联动政策。所以，市场与计划的对峙一日不化解，煤电的矛盾就难以调和。
问：在2009年全国煤炭产运需衔接合同汇总会上，五大发电集团未签订重点合同，煤电双方的强硬“顶牛”态势并未随着时间推移而缓解，社会关注也与日俱增。
武承厚：每年的煤炭订货会都呈现出“三老”问题，即老话题(煤电价格之争)、老手段(双方不签合同)和老结果(寄希望于国家来协调)。“2009年全国煤炭产运需衔接合同汇总会”煤电双方分歧达每吨70元，巨大的分歧使谈判破裂，五大发电公司“一单未签”。
去年上半年煤炭价格“居高难下”，并不完全是供求关系的真实反映。煤炭处在产业链的源头，对国际经济下滑反映滞后，虚浮的煤炭需求和其他非市场因素，促成了煤炭价格非理性上涨。但国内市场的煤炭出矿价一直在合理范围内，主要是市场煤处在高价位。其原因主要出在煤炭流通环节、运输环节以及用户的采购环节，是各种不合理的流通费用推高了煤炭价格。煤炭企业与电力企业签合同针对的不是市场煤而是计划煤，涉及的是出矿价，而出矿价并没有涨多少。
在政策方面，国家将煤炭增值税由14%调到17%，刚性因素使煤炭成本增支，这部分增加的成本需从煤价上传导出去。煤炭企业期望国家减缓出台新的税费政策。
问：温家宝总理在《政府工作报告》中指出：2009年将继续深化电价改革，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，这意味着目前政府对煤电价格联动机制的肯定。
武承厚：是的。煤电之争是体制之争，是“市场定价机制”和“电价管制机制”之间的矛盾，是改革过程中形成的问题，还要通过改革来解决。国家在电力体制改革和煤炭市场化改革方面需要寻求平衡各方关系的措施，进一步深化改革。国务院、发改委坚决推进煤、电的市场化改革，在电煤问题上不再单纯只协调价格，而是以改革的态度，从体制上考虑问题。
据了解，煤炭系统在向政府反映煤电企业签订重点电煤合同的情况时，也曾提到建议启动煤电价格联动机制，缓和煤电企业的矛盾。
问：煤企和电企其实也是唇齿相依的关系，很多都是国企，也都承担着巨大的社会责任。
武承厚：虽然电煤合同未签，但是煤照采，电照发。我们国家60%的煤炭要供应电力企业，电力整个发电装机容量的70%以上是火电，换言之，煤炭的最大用途是火电，电力的最大上游企业是煤炭企业，煤电双方相互依存的关系具有长期性和可持续性。
国家没有对合同进行协调，一方面对于煤炭企业来说，没有了对政府的预期，就需要自己来考虑国家将来的改革方向，政策出台无论利好利空都对煤炭企业有影响，这是不可预料的，只能调节自身，根据市场变化调整经营结构和经济增长方式等；另一方面对于电力企业而言，没有了这个预期，迫使自己步入市场化轨道，这一点体现在电力企业进口煤炭上，我们在全球经济一体化方面已经迈开了步子。
问：目前国内电煤价格过高，甚至高于国际市场的煤价。2008年我国进口煤炭4040万吨，相对于国内28亿吨的煤炭需求总量而言微不足道。而目前国际市场的煤炭贸易量不足9亿吨，国际市场价格往往会受到中国煤炭价格的影响。国内电煤价格高于国际市场的煤价，是否不太合理？因为我国的劳动力等成本远远低于澳大利亚等主要煤炭出口国。
武承厚：澳大利亚煤炭加上运费仍然低于国内煤价，并不是表明国内煤炭行业利润非常高，而是如我刚才讲过的的，中间环节较多造成煤价处于高位，其实煤炭的的出矿价并不算太高。国内和国际煤炭市场是相互影响、紧密联系的。今年在煤价较低的时候，五大发电集团到海外购煤，要从正反两面去看：一方面，国际煤炭价格低于国内，进口煤炭可以降低成本，我们进口了大量的煤炭，对国际市场形成极大冲击，国际煤价随之上涨；另一方面，国际煤价上涨，提高了国内煤炭企业出口煤炭的积极性，国际煤价又会随之下降，从而形成一个良性的物流循环和价格平衡。所以，今年在协调煤电问题方面，实际是市场的“无形之手”起了决定性作用。
问：您认为签订长协价配合现货价能缓解矛盾吗？
武承厚：煤电之间有效协调，首先是鼓励签订长期合同，与电力企业用户直接见面，价格每年有一定幅度调整。市场化程度较高的煤炭行业盼望着煤炭价格双轨制转变为签定真正市场化的长协价和现货价。国家把重点合同逐步转为长期协议，价格由煤电双方协商而定。电煤供应将主要以长协采购为主，现货采购为辅。国家要保障长协采购、稳定现货采购，这样电煤事实上的“双轨制”有望白行消亡。长协的一个难点是价格问题，长协与市场现货采购有一定区别，一般情况，长协采购价格要低于现货采购价格。原来的价格“双轨制”是在国家调整运力的框架下产生的重点煤炭订货合同后，自然形成的有运力保障的重点合同煤价，或叫“计划煤价”；其他无运力保障的合同就是非重点合同，其价格叫“市场煤价”。如果实行长协采购，则可以将主动性掌握在煤电双方，协商定价和定量，铁路只作运输保障，并按照《合同法》双方签订《煤炭购销合同》和《煤炭运输合同》。同时，国家有关部门要依法加强监管，主要是合同执行过程的监管。
国家进行价格干预要体现公平原则，2008年5月19日出台煤炭最高限价就有失公平，它缺乏一个合理的科学依据。国家出台价格调整政策，应该是在价格出现波动的时候。那么什么是波动，股市有“涨停板”，煤炭价格是否也该有“涨停板”。涨多少要限价，跌多少是否也应有个保价。以什么为依据，目前还没有这样一个尺度，所以还需要制定“出现价格波动的依据”。
在煤电联动的操作和实行办法上进行修改，对于电价，国家不可能一下子全部放开，但是可以给予补贴，这样煤电双方在价格上的矛盾就可以得一些缓解。
问：煤电相互参股，电力参股建设煤矿，煤矿参股建设电厂，这样双方保持互保合作关系，也能化解一些矛盾。
武承厚：我认为，无论是煤炭还是电力行业，产业链的延伸光从“做大”去考虑是不可取的，还要思考“做强”的问题。这涉及到两个专业性很强的行业从属于一个集团后，在运营成本上的核算问题以及市场化的风险问题。电力是单一化市场，而煤炭不是单一市场。煤炭的转化，从能源的利用效率上考虑，路子很宽。从煤炭本身来看，它专业性很强，可以考虑专业化发展，也可以考虑多元化发展。电力行业如果经营煤，要处理煤炭生产的许多复杂问题，如井下作业、安全问题等，需要大量的专业化人才来管理，生产成本也高。从转化来看，如果电的需求旺盛，煤就不愁卖，自己就可以消化；如果电的需求下滑，那就背上了煤炭的包袱，因为电的需求下滑，煤炭需求也在下滑，是难以实现“东方不亮，西方亮”的梦想。如果作为上下游关系的两个能源企业都遇到市场疲软的情况，调头或转向难度更大。事实上，越是现代化，专业化分工越细，所以说专业化道路是更为合适的发展方向。
对于电力企业来说，可以考虑与煤炭企业参股、联营；对于煤炭企业来说，也可以考虑与电力企业参股、联营，关键是形成长期合作、互利共赢的伙伴关系，这样的发展道路是可取的。
问：煤炭行业除了加大资源整合力度，还有哪些问题值得关注？
武承厚：从保证国民经济健康、稳定、可持续发展和能源安全的角度，煤炭行业要保持煤炭的安全、稳定供应。大的煤炭企业能够做到这两点。小煤矿开采急功近利，生产安全事故多，质量水平低是难以做到的。因此在小煤矿治理问题上，需要减少小煤矿数量，扩大生产规模和提高安全质量。在煤炭行业结构调整方面，一是进行提高行业集中度的产业结构调整，二是进行品种增加的产品结构调整。在节能减排方面，需要加强煤炭深加工，推广洁净煤技术，提高动力煤洗选率，减少原煤流人市场。煤炭行业的发展要转变经济增长方式，注重产业链的延伸，发展非煤产业，如煤焦化、煤层气等。煤层气作为煤炭的伴生品，应该向规模化、产业化发展，急需国家在政策上给予支持。(来源：《中国电力发展与改革研究》2009年第9期 作者：《中国电力发展与改革研究》编辑部)
