提出能源價格市場化改革目標已然多年，而我國能源價格市場化程度依然令人擔憂。除卻總體上能源價格市場化程度偏低之外，各子行業價改進度不一、市場化程度參差不齊所帶來的弊端也逐步顯現。
近日，國家發展改革委正式發文要求2011年重點合同價格維持2010年水平不變。更有消息稱，今年的產運需銜接可能恢復去年取消的現場合同匯總會。相關專家表示，通脹壓力日益加劇的背景下，限制煤炭價格上漲對緩解煤電矛盾，穩定物價有積極影響;而能源價格市場化改革大步向前的主旋律下“限價令”卷土重來，無疑凸顯了我國能源價格體系所存在的結構性矛盾。專家表示，推進能源價格市場化改革還需綜合考量，加快滯后行業市場化進程。
“限價令”卷土重來
12月6日，國家發展改革委正式下發《國家發展改革委關于做好2011年全國煤炭產運需銜接工作的通知》。通知要求，鑒于當前穩定物價總水平、管理通脹預期的任務繁重，2011年重點合同價格維持上年水平不變，不得以任何形式變相漲價。并要求煤炭供需企業要在本通知下發后25日內，協商完成合同簽訂。
有媒體稱，今年的煤炭產運需銜接現場合同匯總會可能于12月下旬在大連舉行，規模將與2008年在福州舉行的合同匯總會類似。對此，煤炭市場營銷專家李朝林對本報記者表示：“既然已經取消現場銜接，重啟的可能性不太大。再則，就調控的實質作用來說，現場合同匯總與之前采取的網絡合同匯總并無太大差別。”
煤炭訂貨會最早是計劃經濟體制時期國家組織安排煤炭生產、運輸和銷售及相關產業生產的重要會議。每年12月下旬，國內的煤炭、電力、鋼鐵、化工等行業企業都會聚集在一起召開一年一度的會議，以簽訂下一年的煤炭供需合同，業內稱之為“煤炭訂貨會”。
在計劃經濟向市場經濟轉軌過程中，我國逐步放松了對煤炭價格的管制。煤炭價格改革始于1993年，在此之前，由原來的煤炭工業部和國家物價局對其實行政府定價。在此之后，首先被放開的是電煤以外的其他煤炭銷售價格，而占煤炭消費量一半以上的電煤價格則處于“計劃煤”與“市場煤”雙重價格體系之中，即電力行業計劃內用煤實行政府指導價，而計劃外電煤及其他行業用煤實行市場價。“計劃煤”與“市場煤”之間的價格雙軌制度從此形成，全國煤炭訂貨會議也從計劃經濟時期延續下來幾十年，這也是多年來煤電矛盾的根源所在。
2002年，國家取消電煤指導價，煤電雙方通過“煤炭訂貨交易會”協商確定電煤價格。2005年度的煤炭訂貨會更名為“煤炭產運需銜接會”(有時仍稱為“煤炭訂貨會”)此后，隨著價格雙軌制問題的不斷顯現，國家發展改革委于2006年首次對其“動刀”，將全國煤炭訂貨會改成僅一天的視頻會議，以及一周的煤炭合同匯總會。但隨后4年的“銜接會”中，以煤炭和電力為代表的煤炭供需雙方往往是互不相讓，談判往往無果而終。2009年度的煤炭訂貨會更是出現了“有量無價”的尷尬局面，五大發電集團未簽訂重點合同，煤電談判首次宣告破裂。煤炭訂貨會已經基本失去了銜接產運需的作用。
2009年12月15日，國家發展改革委發布《國家發展改革委關于完善煤炭產運需銜接工作的指導意見》，終止了一年一度的煤炭訂貨會，取而代之為網絡匯總。國家發展改革委表示，煤炭價格由供需雙方企業協商確定，鼓勵供需企業之間簽訂5年及以上的長期購銷合同。
“限價”實屬無奈之舉
“逐步推行市場化改革后，再度采取限定價格的行政干預手段，是迫不得已。”中國社科院能源問題專家崔民選研究員在接受記者采訪時說，“管理通脹預期，穩定物價總水平，緩解煤電困局是此次國家發展改革委出臺‘限價令’的主要出發點。”
依據國家統計局公布的數據來看，10月份居民消費價格指數(CPI)同比上漲4.4%，創25個月新高;按照目前各方預測，代表通脹水平的11月CPI或將再創新高，達到4.6%~5%，通脹壓力明顯。
另一方面，煤電困局至今難解主要緣于今年三季度以來，煤炭價格走勢一直咄咄逼人。
“自今年9月份以來，我國煤炭市場行情發生了很大變化，全國較大部分地區范圍內價格出現了輪番上漲的局面。以秦皇島煤炭交易市場的煤炭交易價格為例，5500大卡/千克的優質動力煤的掛牌價格由九月底的690元/噸左右，在近兩個月的時間內上漲到目前的800元/噸左右，價格上漲幅度高達15%左右，已經達到了今年的第二個新高度，雖然和今年4月份前后860元/噸的價格還有一定的距離，但煤炭價格在短期內上漲速度之快，上漲幅度之大都是很少有的。”煤炭市場營銷專家李朝林在接受本報記者采訪時如是說。
秦皇島市場煤價格行情數據顯示，12月1日5000大卡熱量動力煤價格為710～720元/噸，去年同期價格為570～590元/噸;5500大卡熱量的動力煤價格為800～810元/噸，去年同期為660～680元/噸;5800大卡熱量動力煤價格為850～860元/噸，去年同期為700～715元/噸。
煤價漲聲一片，而發電企業卻叫苦連天。此前中電聯發布報告稱，今年1~8月，受上年末銷售電價疏導的翹尾作用影響，電力行業利潤總額972億元，同比增長108.5%，但火電企業利潤從上年同期的268億元下降到220億元。中部六省、山東省火電繼續全部虧損，并新增加了東北三省火電全部虧損。根據統計，1~8月，電力行業銷售利潤率4.0%，與全國工業銷售利潤率的平均水平6.03%相比整體仍偏低;資產利潤率僅有1.4%，遠低于其他行業。
據悉，早在2008年6月，國家發展改革委曾因煤炭價格水平較高，出于穩定物價，防止煤、電價格輪番上漲考慮，對發電用煤價格采取了最高限價的干預措施，即要求全國煤炭生產企業供發電用煤，包括重點合同電煤和非重點合同電煤，其出礦價(車板價)均以2008年6月19日實際結算價格為最高限價。而此次“限價令”發布之后的一個月內，反映全國煤炭市場的“晴雨表”秦皇島港中轉煤炭價格卻持續創出新高。7月24日，國家發展改革委再度下發通知，要求進一步加強和完善電煤價格臨時干預措施。與6月發布的臨時干預措施主要要求煤炭企業實施最高限價不同，“二次限價令”要求對主要港口和集散地的動力煤實施最高限價。此后國家發展改革委發文稱電煤限價臨時干預政策對秦皇島煤炭價格產生了較大影響，煤價繼續下滑至限價水平。在市場需求銳減等因素影響下，11月份煤炭市場價格大幅下滑，已經遠遠低于“限價令”時水平。12月，“限價令”解除，煤炭價格實行市場定價的步伐再度加快。
實效有待驗證
一位業內人士表示，通脹預期高企的形勢下，政府采用上述非常手段可以理解，但從目前市場情況來看，價格干預未必能完全抑制市場上煤價的上漲。
李朝林認為，煤炭價格歸根結底還是由供求關系決定，價格干預措施并不能從根本上改善煤炭供求環境，而未來一段時期內市場的煤炭供求環境仍將保持供求偏緊態勢，煤價有望保持在高位運行甚至繼續上漲。
另一方面，“限價令”的落實仍面臨許多現實問題。
要實施臨時價格干預，除涉及煤炭生產、流通、消費等多方面利益關系，還需面對價格干預措施的監管和檢查、價格干預對象的落實等方面難題。
有觀點認為，限價措施的推行會進一步打擊煤炭生產商的積極性，造成煤炭供應趨緊，再度抬高煤炭價格。李朝林也持類似觀點，他表示恐怕一限價，有量無市的情況會加劇，煤電矛盾會激化而非緩解，特別是在目前電廠存煤普遍偏低的情況下。
也有業內人士告訴記者，“在煤炭合同的執行過程中，為了規避國家部門的檢查，供需雙方可能會簽訂‘陰陽合同’，既保證了用戶煤炭需求，又維護煤企價格利益，畢竟煤炭是賣方市場。”
中央財經大學中國煤炭經濟研究院中國煤炭上市公司研究中心主任邢雷在接受媒體采訪時也表示，不管政策如何調整，煤炭企業依然控制著煤炭價格的主導權，在煤炭企業居于優勢地位的前提下讓其讓出較大的利益是困難的。煤企完全可以通過減少合同煤的供應量，甚至降低質量的方法以減少政策對自己的不利影響。
崔民選指出，從更深層次來看，“限價令”卷土重來的背后，反映出我國能源價格體系仍然存在結構性矛盾。“市場化程度不一致，有的快有的慢，作為下游終端產品的電價屬于國家管制范圍;而上游煤炭價格市場化程度卻相比要高很多。這既制約了煤炭價格市場化改革步伐，更不利于電價市場化改革的推進，顯然不利于形成合理的能源比價關系。”對此，他認為，“在推進能源價格體系市場化改革的進程中，必須綜合考量各形式能源之間的比價關系，‘一條腿長、一條腿短’的能源價格體系顯然不利于能源行業的健康持續發展。在綜合考慮各方承受能力的前提下，必須站在全局的角度統籌規劃、同步推進，加快滯后行業的市場化改革步伐”。
