我国火电行业用煤再次恢复百分之百“计划煤”

近年来，受煤、电上下游市场发展的差异化影响，我国煤、电价格也在不断变化中。从最新的国家政策来看，随着2022年电煤长协的签订和履行，我国火电行业用煤将再次恢复百分之百“计划煤”。

2021年12月3日举行的全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿由国家发改委制定，其中明确2022年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围；需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。

彼时，测硫仪，在价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，但意见提出，新一年的动力煤长协将每月一调。5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。

2022年国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》则进一步明确：“从多年市场运行情况看，近期阶段秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理，煤炭生产、流通、消费能够保持基本平稳，煤、电上下游产业能够实现较好协同发展。适时对合理区间进行评估完善。”

从上述政策可以看出，从2022年开始，我国电煤将一改之前的市场化状态再次进入“计划”阶段，而且是既包含价格也包含数量，至少2022年的电煤将会如此执行。

发改委要求，供需企业要每月线上报送合同履行情况，保证单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。国家发展改革委对今年煤炭中长期合同签订履约情况组织专项核查，重点核查签订全覆盖、价格机制签订落实、履约执行等情况。对未达到要求的企业，将视情实施谈、通报、信用惩戒和追责问责等措施。

近日中国煤炭运销协会称，为保障今年到明年开春发电供热用煤稳定可靠供应，2022年煤炭中长期合同签订履约专项核查工作将于2022年3月30日正式开始。

纵观我国煤、电发展历史，煤炭的市场化改革从上世纪八九十年代就已基本完成了，煤炭价格完全由市场制定。但早我国电力供应中占据主导地位的仍然是火电，煤炭的价格波动将直接影响电企的经营成本，严重亏损的情况下，电企的发电积极性下降，就会给电力供应的安全稳定带来明显的影响。

为了克服煤炭市场化带来的弊端，保障电企利益，确保电力供应的安全稳定，国家实行了电煤价格双轨制政策，电煤供需双方采取两种不同定价机制。2004年国家开始实行煤电联动机制，2005年首次执行煤电联动。一种是年初煤炭企业和电力企业签订的重点合同煤价（实际上就是计划煤价），以低于前期市场价的价格锁定一年供应量；另一种是市场煤价，价格随行就市。

但是，市场经济下这样的企业联动机制很快出现弊端。当重点合同煤价远低于市场价时，煤炭企业会违约或者以次充好弥补损失；而当重点合同煤价远高于市场价时，发电企业就会弃约转买市场煤。双轨制尽管在平抑电价方面发挥了一定的作用，但煤电市场主体各自维护自身利益的做法，越来越让双轨制形同虚设。

为改变这一局面，2015年底，发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，对已经执行了12年的煤电价格联动机制进行了调整，煤电价格联动机制开始松动；2017年，面对上涨的煤价与火电企业的经营困难，政府通过专项资金调配的方式一方面降低面向工商业的电网销售电价，一方面提高发电企业的上网电价；2018年的政府工作报告，明确提出“大幅降低企业非税负担”、“一般工商业电价平均降低10%”的目标，在此背景下，煤电联动搁浅；2019年的政府工作报告又提出：“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”在降低私营工商业电价的要求下，上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调变成奢望，煤电联动机制已名存实亡，“电力市场化改革”、“让电力恢复商品属性”已成“箭在弦上”之势。

进入2021年后，随着煤炭价格的大幅上涨，电企经营困难，发电意愿偏低，全国范围内出现了拉闸限电的情况，电价上调已“别无选择”。10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。《通知》显示，在扩大市场交易电价上下浮动范围中，燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。