“计划电”和“市场煤”的博弈已经导致10个省份的火电企业全面亏损，“煤电联动”机制陷入恶性循环：

　　在2002年的电力体制改革方案中，电价改革是中国电力体制改革的核心任务之一。不过，电力定价并没有遵循当初设想的市场规律的路径，而是沿袭了旧有体制下传统的行政调控手段，在成本定价的路上越走越远

　　10月24日，“煤都”大同降下了第一场雪。国电电力(600795.SH)大同二电厂燃煤管理部经理杨晋一大早就来到办公室，给30多个下属打电话，询问“跑煤”情况。

　　大同二电厂的煤场内仅剩20万吨存货，按每天3.5万吨的消耗，不够一周――这是个非常危险的“警戒线”。这个装机容量376万千瓦的坑口大电厂，除了给北京送去源源不断的电流，还要给大同城区的百万人口供热。缺煤形势异常严峻，杨晋的一些下属干脆把被褥行李搬到了煤矿上。

　　像国电电力大同二电厂这样的发电企业日趋增多。冬储煤的高峰将至，“计划电”与“市场煤”的战役已经悄然升级。

　　10月29日，中电联发布报告，因煤价上涨，火电企业亏损严重的情况继续恶化。除此前已经报亏的中部六省和山东省外，东北三省的火电企业也加入亏损大军，至此已有10个省份的火电企业全面亏损。

　　中电联的专家把破解亏损局面的良方归结于“煤电联动”，但他们也知道，“煤电联动”的机制已经走上了恶性循环――政府的本意是以联动为短期手段、电力改革为终极手段，化解煤电矛盾。不料体制改革八年停滞，电价和电煤的价格陷入循环上涨的怪圈。

　　“煤都”中的“煤荒”

　　大同二电厂一期6台20千瓦机组，竣工于上世纪80年代初，一直和同煤集团签有每年87.6万吨的重点电煤合同――这是最有保障的一块;而二三期256万千瓦的装机，只能靠附近的小煤矿供应市场电煤。

　　2007年前，杨晋的生活比较平静。彼时，仅大同南郊区就有82个大小煤矿在开足马力生产。因为电厂占了南郊区的土地，当地政府理直气壮的要求电厂优先使用当地煤，大同市其余200多座煤矿则靠边站。虽然煤价不断上涨，但5500大卡的优质电煤很容易买到。

　　自从2007年山西进行公路治超、2008年煤炭资源开始整合后，杨晋感到了变化：大同南郊区，如今只有一家煤矿在生产，只能保障每年100万吨的供给。这导致大同二电厂每年的电煤缺口超过1000万吨。

　　杨晋隔三岔五就要到内蒙古、朔州和附近的浑源县跑一遭，求“煤矿的兄弟支援一把”。因经常路过附近的“杀虎口”，他自嘲“电厂也开始走西口”。

　　浑源县盛产发热值3000~4000大卡的露天长焰煤，这种以前杨晋“根本看不上的烂煤”，如今也成了“香饽饽”――最后，在大同市领导的协调下，煤老板冒着证照不全的风险，勉强同意每吨优惠10元供给电厂，每天1万吨，且时有时无――好在是露天开采，矿难为零。

　　其余的煤炭，则是到附近的朔州市抢购，甚至跑到几百公里外的鄂尔多斯进煤。加上每吨180-190元的汽车运费后，便宜的蒙西煤到了大同也昂贵起来。杨晋说，蒙西煤矸石多、灰分高、水分大，根本不如大同侏罗纪电煤好烧，但非常时期只有将就。

　　“说是坑口电厂，却烧的是市场高价煤。”杨晋说。大同二电厂目前的含税脱硫上网电价是0.348元/度，一直沿用历史较低的煤价运费标准，成了“市场煤、计划电的重灾户”。

　　除了发电亏损，供热也成为电厂的另一负担。山西省物价局给二电厂核定的供热价是26元/GJ，但大同发改委只同意出15元/GJ，每单位硬亏11元。仅此一项，二电厂每年增加亏损2亿元，“没办法，这是企业的社会责任。”

　　煤电“八年抗战”

　　“山西电厂就没有不亏的。”一位当地电厂人士告诉记者。仿佛在印证这个说法，中电联10月29日发布了今年前三季度的《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》。报告说：中部六省、山东省和东北三省火电企业因亏损面临资金链断裂;目前正临近冬季储煤之际，一些电厂已无钱买煤，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。

　　和山西的状况一样，这些省份的亏损原因也是电煤价格上涨太快，而坑口电厂上网电价一直偏低。

　　历史上，我国为利用中西部省份的小煤窑资源，建设了一大批坑口电厂，形成了这些省份特殊的“大电厂、小窑煤”局面。虽然这批电厂普遍核定上网电价偏低，但在“煤价不如土”的2002年前，都还活得有滋有味。

　　2002年国家取消了电煤指导价，但仍然保留了“国家指导计划”。随后，2002年底在长沙举行的“2003年度全国煤炭订货会”上，煤电两行业在煤价上产生了严重分歧，“煤电顶牛”开始。

　　该订货会上，当时的国家计委建议“以2002年的合同价格为基准，每吨煤炭上涨5元”;但电力行业坚持“不涨价、不减量、不改变合同条款”的三不原则。最后，只按原定价签订了40%的国家计划安排购煤合同，煤电双方第一次不欢而散。

　　2002年，煤炭市场价大涨，原中央煤炭企业扭亏为盈;至此，煤价迎来了长达8年的“乌金时代”。

　　“2004年度全国煤炭订货会”开在福州。会上，国家发改委首推“煤电价格联动”政策，允许电煤每吨上涨不超过12元，允许火电厂上网电价每度上涨7厘，销售电价每度上涨8厘。但是双方都不领政府的情，诸多企业只签订了供货量，不谈价格。

　　自此，每年的煤炭订货会，成了“火车皮订购会”——煤电双方所签合同，严肃性日差：实质内容越来越少，履约率越来越低。签订合同的目的，更多的是想分得铁路运力。

　　“2005年度全国煤炭订货会”上，发改委定下了“煤电联动机制”。所谓“煤电价格联动”，原本是国家为了缓解煤电双方在价格上的争执，允许电厂根据动力煤价格的上涨情况而相应地将电价适当上浮，原则是上涨的煤价70%部分转移到电价，30%由电力企业通过提高效率内部消化。

　　2005年5月、2006年6月、2008年7月1日和8月21日，国家发改委4次实施煤电价格联动。但是发电企业普遍认为数年来“煤电联动不及时，力度不到位，没有解决市场煤、计划电的体制矛盾”。比如2007年煤价飞涨，但发改委没有批准煤电联动;而2008年煤价狂涨了50%，联动幅度却很小。

　　2006年年底，国家发改委在北京牵头召开“2007年煤炭产运需衔接电视电话会议”。至此，存在了半个世纪的全国煤炭订货会正式退出历史舞台。从2007年起，电企与煤企将就煤价进行“一对一”的“谈判”。

　　业界认为，政府此举，是预测到我国2007年煤炭供需将大体平衡。

　　煤电联动“恶循环”

　　从2006年下半年开始，中国煤炭大省山西已开始进行第一轮煤炭资源整合，小煤矿大规模停产;而国家安监总局也同时宣布要“三年解决小煤窑问题”，欲关闭1万处小煤矿。

　　2006年~2008年，煤价狂涨，全国连发“煤荒”、“电荒”。2008年6月19日，发改委干脆宣布电煤出厂价冻结在这一天，冻结期直至年底。自1993年中国逐渐放开煤价以来，这是破天荒第一次，外界评说是“市场经济的倒退”。

　　2008年秋，全球金融危机波及中国，煤炭出现滞销。2008年9月，山西开始更大一轮煤炭资源整合，提出要彻底消灭年产90万吨以下的小煤矿，多数煤矿停产至今;同年冬天，中国南方发生雨雪冰冻灾害，导致煤价站稳高位。

　　今年6月，五大发电集团一起“上书”发改委，要求实行新一轮煤电联动，解决日益严重的亏损。

　　6月25日，国家发改委通过座谈会形式，要求众煤炭企业稳定煤价，吃进去的重点合同煤价已涨部分，要在6月底前“吐出”;发改委另称，若有关煤炭企业不听劝诫，擅自提高合同煤价，将按《价格法》予以查处。

　　这是时隔两年后，发改委第二次用行政手段管制电煤价格。

　　显然，发电企业并不满足该做法。10省火电企业的集体巨亏，如果造成今冬供电供暖出现危机，可能逼发改委再次出手。

　　据国家电网统计，2003~2009年，国家7次调整电价，销售电价累计上涨了32%;但同期，电煤价格上涨了一倍以上;来自中电联统计信息部的数字是，2003年至今，秦皇岛港5500大卡“山西优混”累计涨价超过150%。

　　今年1~8月，全国煤炭行业实现利润2046亿元，同比增长65.2%;而刚发布的上市公司前三季度业绩报告显示，火电行业已位列亏损榜首：“状元”华银电力(600744.SH)1~9月亏5.14亿元;“探花”山西漳泽电力(000767.SZ)1~9月预计累亏3.8~4亿元，亏损主因均是“原料价格上涨”。

　　电煤成本占到电厂成本的70%。据杨晋估算，按照现在该厂0.348元/度的上网电价，“每度上涨5分钱才能持平。”

　　绕不过的电改

　　10月7日，一则煤炭利好消息开始盛传：今冬北半球将要遭遇“千年寒冬”。

　　有关部门的辟谣，并未挡住闻风而动的煤价。10月8日开盘后，煤炭股一路狂奔;同时，环渤海动力煤价格指数也出现上涨，有权威媒体称秦皇岛煤价不到一月时间大涨近8%。

　　一时间，网民们纷纷惊呼“煤超疯”来了。对此，中投顾问产业研究中心总监张砚霖提醒说，“千年极寒”很可能是一场炒作。

　　不过，每年都在发生的“煤电顶牛”和随后而来的电价上涨背后，是电力体制改革八年停滞的事实。

　　在2002年的电力体制改革方案中，电价改革是中国电力体制改革的核心任务之一。不过，电力定价并没有遵循当初设想的市场规律的路径，而是沿袭了旧有体制下传统的行政调控手段，在成本定价的路上越走越远。

　　中电联相关人士曾指出，实施煤电价格联动，不能从根本上解决发电企业的困境和煤电之争，反而会导致煤价和电价轮番上涨，其根源在于政府指导的“成本”定价。

　　国家电监会价财部一官员告诉《财经国家周刊》，要彻底解决煤电矛盾，还是要依靠电力市场改革，“一面是实行发电侧竞价上网，一面是实行电网主辅分离，彻底厘清输配电价，使得发电成本通过销售电价彻底得到疏导。”