加快推进煤电联营缓解煤电矛盾

 自2002年我国政府取消重点合同电煤指导价以来，“市场煤”与“计划电”的矛盾冲突开始形成并日趋激化。多次煤炭衔接会均以失败告终，2008年煤炭价格大涨之后的上涨势头一直延续至今，煤电双方围绕价格之争的“拉锯战”屡屡上演，致使煤电关系年年紧张，政府管理部门疲于应对。

一、加快推进煤电联营可缓解“煤电之争”

现行煤电政策陷入困境。为解决2002年以来形成的“煤电之争”，国家于2004年启动了煤电联动机制，并先后实施了四次煤电价格联动。煤电联动在一定程度缓和矛盾的同时，也带来了煤、电价格轮番上涨，使得政策效果大打折扣。特别是2010年以来，我国宏观经济运行面临复杂形势，一方面是转变发展方式的步伐加快，节能减排倒逼资源能源价格改革；另一方面是居民消费价格指数（CPI）持续走高，迫使政府采取措施遏制CPI上升势头，控制资源品价格上涨。加之煤、电企业为维护自身利益各执一端，使得煤电联动难以继续推行。此外，近两年实施的“提高电价”、“对电煤限价”政策，只能治标，不能治本，还阻碍了煤、电产业的市场化改革。因此，破解煤电矛盾亟需寻找新的对策和出路。

有效缓解煤电矛盾的出路在于加快推进煤电联营。煤电联营，即鼓励煤电双方通过相互渗透建立产权纽带，通过煤电资本的相互持股、参股或者控股，实现混合经营，核心是资源优化、资本运作。煤电联营实际上在我国早已有之，如1989年国务院就批准实施了伊敏煤电联营试点项目，只是这种经营模式没有得到大力推广，优势并未充分得以显现。在目前煤电两大行业利润分化严重、分歧难以化解的背景下，加快推进煤电联营，可在煤电企业之间建立优势互补、利益共享和风险共担的机制，有助于减少煤电企业间不必要的摩擦，降低因煤炭市场价格波动带来的经营风险，从而构筑稳定、安全的能源体系。

二、国内外煤电联营的主要模式

煤电联营是世界煤炭工业发展的新趋势，如欧盟的前身就是欧洲煤钢联合体，其成立起因即是基于当时的煤炭、钢铁行业竞争激烈，为防止相互伤害而促成联合经营。国外能源集团的业务范围多囊括煤炭、电厂、铁路、港口等多个领域。

煤电联营实现形式主要有三种：一是统一核算的煤电联营，二是矿办厂或厂办矿型的附属企业体制，三是产权和经营权分开的托管企业。从国际上看，统一核算的煤电公司几乎全部是褐煤煤矿和褐煤发电厂的联营公司，如印度奈维利褐煤公司。矿办厂或厂办矿型的附属企业体制，指煤炭公司兼营电厂，或电力公司兼营煤矿，两者是附属关系，如美国、加拿大的电厂都有煤矿，其发电厂和煤矿都是盈利企业。产权和经营权分开的托管企业，指电厂和煤矿的所有权为一个单位拥有，但基于采煤和发电是两个完全不同的行业，该单位并不经营，而是将其委托熟悉业务的其他部门代管。如美国田纳西流域管理局的煤矿委托皮博迪煤炭公司负责开采，所生产的煤炭供田纳西流域管理局的火电厂使用；加拿大阿尔伯塔省卡尔加里电力公司的煤矿也委托煤炭公司承包经营，煤矿生产用电由电力公司所属电厂供应。

2006年以来，我国煤电企业开始较多地进行煤电联营实践，出现了不少成功案例和经营模式。比如“神华模式”，即煤炭企业控股和建设电站并举；“山西焦煤模式”，即煤炭企业兴建电站；“鲁能模式”，即电力企业兴办煤矿；“伊敏模式”，即煤电合一，统一经营，电力集团集中控股；“淮南模式”，即煤电企业合作新建煤矿或电站等。

国内外经验表明，实施煤电联营符合煤电双方共同的利益诉求，确保了供给和需求，有利于提高生产效率和经济效益，实现煤电双赢。对煤企而言，介入发电行业可以实现产业延伸，降低营运成本，即使在需求波动的情况下也有固定销售渠道，有利于煤炭业的持续稳定开发。至于电企，合作则意味着在电价被锁定、煤价上涨的情况下，自身利润可以少受侵蚀，保证了电力持续安全的有效供给。

三、加快推进煤电联营的有利条件和潜在风险

加快推进煤电联营的有利条件。近年来，我国电力企业在深化节能减排、加强成本控制、尽力挖潜的情况下，依然无法消化电煤价格上涨的压力，2008年全行业出现巨额亏损，其中五大发电集团亏损322亿元。2009年后，在国家上调电价的情况下全行业盈利呈现恢复性增长，但巨额亏损以及电煤价格的不断攀升造成发电企业资产负债率大幅升高，部分企业甚至面临资金链断裂风险，经营形势异常严峻。因此，电力企业向上游煤炭企业寻求联营的意愿十分强烈。

与之相比，煤炭行业却由于煤价的持续上涨赚得盆满钵盈，仅2008年赢利就超过2000亿元，2009年和2010年煤炭行业利润率仍在高位运行。但煤炭行业的软肋在于产业结构单一、行业集中度低、社会负担重、企业改革相对滞后，致使其抗风险能力低。一直以来，煤炭行业都想通过进军下游电力行业来提高自身市场竞争力，但由于电力门槛高、行业垄断等因素的影响，介入非常困难。因此，如果电力企业愿意联营，煤炭企业应该会乐见其成。

煤电联营的潜在风险。煤电联营虽然有助于煤、电产业间矛盾的解决，但同时也面临许多问题。首先，实施联营后的大型集团公司往往会处在一个寡头竞争市场上，有可能催生新的垄断组织进一步垄断经营，使得消费者利益受损。其次，煤电联营不仅对管理者水平提出了挑战，同时要求企业必须具备适应新业务的体制和结构，会造成管理费用大幅增加。再次，煤电联营也面临着较大的市场风险，除了可能导致规模不经济外，转换成本大、资金分散、分销渠道障碍以及体制束缚等，都需要引起注意并研究解决。

四、加快推进煤电联营的政策建议

一是进一步深化电力体制改革。尽快落实国务院5号文件（国发[2002]5号“电力体制改革方案”）精神，加快输配分开、配售分开改革；加快电价改革步伐，目标是输配电价由政府管制，发电、售电价格完全由市场形成，同步推进销售电价结构的调整，优化电价结构，加快城乡各类用电同价。实施并完成电网企业主辅业分离、主业与多种经营企业分开，厘清输配电价成本。

二是加强政府指导。政府应从产业发展战略高度，科学制订产业规划，着力解决不同产业间的协调、衔接和整合问题，对煤、电行业实施统一规划，合理配置资源。认真贯彻落实《反垄断法》，针对联营企业情况制订相应的配套政策法规，加大对联营企业的监督管理。建立政府监管部门的相互制衡、相互监督机制，杜绝“政企合谋”损害消费者利益。加强对联营企业的指导，选拔具有国际视野并能驾驭市场的复合型人才担任企业领导。鼓励企业采取现代化经营管理方式，降低管理成本，谨防“规模不经济”。

三是鼓励、规范实施资本联合。我国煤电企业需要打破行业封闭观念，建立新的煤电投资和经营机制，实现煤电两大产业良性融合。政府要从产业、财税、金融等方面制定相关优惠政策，鼓励电力和煤炭企业通过资产重组、联合、兼并等形式，组建股权多元化、公司治理结构科学化和规范化的大型能源集团。加快产权制度改革，鼓励非公有制经济进入能源领域，引导民间资本投入煤炭、电力领域。

四是加快建设大型煤电基地。贯彻煤炭产业政策，尽快组建安全高效的煤炭集团，积极推进大型煤炭基地建设，合理、有序开发和利用煤炭资源。鼓励建设大型坑口电站，优先发展煤电联营项目，优先发展循环经济和资源综合利用项目。对新投产的矿井，在项目核准时，应充分考虑到电力用户需求，从源头上开始计划煤电联营。

五是重视煤电运的协调联动工作。以往的政策忽视了运输部门对煤电矛盾的影响，事实上运输环节也是导致煤电矛盾的重要因素。应深入研究解决妨碍煤炭市场竞争的交通、销售及地方市场的限制条件，畅通煤炭流通运输环节，科学调配运力，着重协调解决铁路、公路、港口等交通瓶颈的制约。