煤炭价格的走势

　　从需求来看，中国近几年来经济持续快速的增长成为拉动能源消费的根本力量，而重工业的快速发展有时煤炭需求迅猛增长的主要动力。2002年，中国国内生产总值为119095亿元，能源消费量为15亿吨标准煤，其中煤炭消费量大约为10亿吨(电煤消费量大约为4.8亿吨)。2007年，中国国内生产总值为246619亿元，能源消费量为26.5亿吨标准煤，其中煤炭消费量大约为18亿吨(电煤消费量大约为8.8亿吨)。这一时期，工业部门的能源消费量占总的能源消费量的比重一直在41%以上，火力发电的煤炭消费量所占的比重大约是48%左右。从未来看，我国的工业化和城市化还没有完成，本世纪要实现人均收入水平达到那时的中等发达国家水平，能源需求总量巨大。例如，按照日本2002年的能源利用效率水平，即1000美元的能源消耗量为0.06吨石油当量，以当年日本人均2.8吨石油当量消费量计算，假设中国2050年的人口为15亿，则需要42亿吨石油，约合85亿吨原煤。即使能够获得20亿吨的石油当量，中国尚缺40多亿吨原煤。

　　从供给方面看，根据2004国土资源部公布的数据，中国依据当时的技术水平和经济成本，13亿人口人均煤炭资源约为104吨标准煤，约合72吨石油当量，如果按现在每年增加2亿吨原煤的生产速度和现在的经济技术条件，中国的煤炭资源仅能开采45年，到了2050年，能开采的煤炭储量为零。

　　因此，在现有的能源生产和消费结构不变的情况下，中国能源主要依靠化石能源，主要是可耗竭的煤炭资源。经济持续的增长导致了煤炭需求远远大于煤炭供给，煤炭价格长期的趋势必然是上涨。2002年，全国煤炭价格为167.8元/吨；2007年底，秦皇岛港发热量在6000大卡以上的大同优混港口平仓价为540元/吨， 2008年6月上旬秦皇岛5800大卡煤价达到了870元/吨。

　　从短期看，2008年，全国大约有13000家煤炭生产企业，最大的两家是神华集团和中煤集团，这两家的产量仅占全国煤炭总产量的15%左右，全国销售额前一百名的煤炭生产企业的产量也仅占全国总产量的35%。因此，我国煤炭生产市场结构的竞争较为充分，这种市场中形成的价格是较为合理的，任何行政干预都是无效的。但是，煤炭资源属于国家所有，供给市场是垄断的，这个垄断性体现在政府对于煤炭生产企业资格的审批和煤炭生产产能的控制。但是过度的控制就会降低资源的供给量，从而从源头上减少了煤炭产品供给量，导致了煤炭价格过高。在短期内，制造行业和电力生产企业由于无法调整生产设备，当原料价格不能顺利地传导到最终产品价格时，企业就要减产或停产，解雇员工，减少产值。从宏观层面看，就是投资减少，经济增长速度减缓，失业增加。例如，2007年国家发改委的《煤炭工业发展“十一五”规划》中，规划2010年的原煤产量为26亿吨，而当年原煤实际产量已达到了25.4亿吨。2008年经济增长利即使是8%，煤炭需求量的增长量也要超过2亿吨。因此，煤炭企业即使超能力生产，也无法满足市场的需要。这是近期煤炭价格上涨的重要原因。所以，政府干预煤炭价格的措施的着力点不在煤炭产品供给市场，而是资源供给市场。

　　电力价格的形成

　　近几年，中国电力生产量的80%来自火力发电，因此，中国电力的供给和需求，或者说电力价格的状况，主要是火力发电量的市场状况。

　　从需求来看，中国电力消费量快速增长。2002年中国电力消费量是16332亿度，其中工业消费量是11793亿度，生活用电是2001亿度，分别占总量的72%和12%；2006年，全国电力消费量是28988亿度，其中工业用电是21248亿度，生活用电是3252亿度，分别占总量的73%和11%。5年期间，电力消费量总增加了一倍多，工业用电量也增加了近一倍，这个情况是与电煤消费量是一致的。从发达国家的工业化历程看，随着生活水平的提高，人均电力消费量将逐渐增长。

　　从供给情况看，中国火力发电能力不仅受装机容量的影响，还受运输能力和煤炭供求的影响。由于“九五”期间电力投资受到政府严格的控制，导致了十五期间电力供给巨大的缺口，1998年到2001年的煤炭关井压产，使煤炭生产能力降低，再加上运输能力的限制，2004年，全国有24个省市区拉闸限电，2005年，拉闸限电的省份上升到了26个。2007年，我国电力装机容量超过了7亿千瓦时，电力供求基本平衡。但是，我国的电力消费区主要在东南，发电所需要的煤炭主要分布在西北，这就产生了运输问题。电力生产与煤炭生产基本上两个封闭市场，发电的基本不生产煤，采煤的不能生产电，由此就产生了煤价和电价的互动问题，也是能源制度需要解决的一个问题。运输瓶颈和煤炭生产能力都可能导致煤价的上涨，从而倒逼电力价格的上涨，由此可能引起整个宏观经济形势的变化。

　　从短期看，以煤炭为原料的火力发电企业，在技术设备无法调整的情况下，煤炭价格的上涨，电力销售价格也必然上涨。虽然实行厂网分开，发电企业竞价上网的电力体制改革早已开始，但是电力毕竟是关系着国计民生的商品，需求弹性较小，电力价格一直受到政府的严格控制。目前，全国电价的平均水平大约是0.53元/千瓦时。这个价格水平合理不合理？以美国为例，2006年，按照当时1美元兑换8.27元人民币汇率计算，美国居民、商业和工业用每度电价格分别是0.86元人民币、0.51元人民币和0.79元人民币，平均价格是0.74元人民币。如果按国际能源组织的算法，即1美元兑换1.99元人民币汇率计算，美国的每度电的价格不到0.2元人民币。如果考虑到美国人均收入是中国的十几倍，中国的工业化还没有完成这两个事实，那么中国的电价就不能说低了。短期内，由于发电市场的竞争不充分和设备技术难以调整，部分发电企业由于难以承受煤炭价格的上涨，减少发电量或不发电，有可能再次造成“电荒”，直接冲击经济社会的稳定。

　　煤电联动和通货膨胀

　　与大多数国家一样，中国政府一直控制着电力价格。政府控制电价的方法是成本加价法——主要是以电力生产企业的经营成本加上一定的预定利润率，形成电力的上网价格。

　　2004年，国家控制着电煤价格，电煤价格远低于市场价格，煤炭生产企业不愿意生产电煤，电煤的短缺加重了当年的电力短缺，电价与煤价的矛盾炽热化。在这种情况下，中国政府于2005年年初出台了煤电联动机制：一是本年用于发电的电煤价格上涨幅度控制在8%以内；二是以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，电价相应上涨一次；三是煤炭涨价因素的30%由电力企业内部消化。当年5月1日，全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱。2006年7月1日实施了第二次煤电联动，电价平均每千瓦时再提高2.52分钱；年底，中国政府取消了对电煤价格长达13年的行政控制，煤炭价格双轨制彻底结束，煤炭价格由市场供求力量自发形成。在煤炭价格水平持续上涨的情况下，第三次煤电联动机制再次启动，2008年6月20。电力价格上调0.025元/度。

　　煤电联动机制从出台之日，一直饱受争议。因为根据煤电联动机制，只要煤炭价格一直上涨，电力价格就应该周期性的上涨。煤价和电价轮番上涨的可能，与作为国计民生的商品的电力的价格水平必须稳定相矛盾，或者说是“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。

　　煤电联营能否解决煤价与电价之间的矛盾？不能。煤电联营实际上是发电企业兼营采煤业，采煤业兼营发电业，这实际上是解决两个产业的市场结构问题。在电价不变的情况下，煤价持续上涨，煤电联营的实质是以采煤的盈利弥补发电的亏损，采煤业为什么要补贴发电业呢？例如，中国神华（爱股,行情,资讯）能源股份有限公司是典型的煤电一体经营的大型企业，该公司2007年年报中说，该全年发电经营收益增长了近31%，但发电营运利润率从25.9%下降到24.15，主要原因是燃料价格上升，平均利用小时下降。而同期的煤炭营运利润率则为27.4%。假使煤价格下降，电力价格不变，公司的发电机组的利用小时可能上升，因为发电比向市场卖煤更能赚钱。所以，当前煤价和电价之间的矛盾的主要方面是煤炭需求大于供给，不是煤炭开采业的垄断。

　　电力价格能不能上调？长期来说应该上调，短期来说上调幅度不大。之所以说长期应该上调，是因为火力发电量占中国电力生产总量的八成，煤炭储量的有限性不可能长时期维持这个比例。只有逐步上调火电价格，才能刺激电力消费者节约用电，提高能源利用效率，才能发展替代能源。之所以说短期上调幅度不大，因为现在通货膨胀已高达7—8%的水平，生产资料价格指数超过了消费品价格指数。如果大幅度上调电力价格，不仅消费品价格指数上涨，生产资料价格指数必然上涨。生产资料价格指数在5个月左右后必然传导到消费品价格指数。

　　能不能下调或直接控制煤炭价格？做不好。因为中国煤炭生产市场存在13000多家企业，竞争比较充分。如果要控制，比如电煤价格，必然再次导致价格传导机制的失灵。但是可以通过税收手段控制煤炭价格，因为煤炭价格中一部分是煤炭资源的租金，这个租金是属于国家所有，可以通过税费的形式来收取。从本质上讲，除了煤炭企业采用先进技术所获取的部分级差租金以外，所有的租金都归煤炭资源所有者——国家所有。煤炭价格的上涨，租金必然上涨。而现实的情况是增长了的租金被煤炭生产者占有。通过累进税的形式，国家或政府收取随煤炭价格上涨的租金，可以在很大程度上控制煤炭价格的上涨。用这部分租金补贴发电企业，使其获得正常利润，既保证电力供给的稳定，又能稳定物价水平。