提出能源价格市场化改革目标已然多年，而我国能源价格市场化程度依然令人担忧。除却总体上能源价格市场化程度偏低之外，各子行业价改进度不一、市场化程度参差不齐所带来的弊端也逐步显现。
近日，国家发展改革委正式发文要求2011年重点合同价格维持2010年水平不变。更有消息称，今年的产运需衔接可能恢复去年取消的现场合同汇总会。相关专家表示，通胀压力日益加剧的背景下，限制煤炭价格上涨对缓解煤电矛盾，稳定物价有积极影响;而能源价格市场化改革大步向前的主旋律下“限价令”卷土重来，无疑凸显了我国能源价格体系所存在的结构性矛盾。专家表示，推进能源价格市场化改革还需综合考量，加快滞后行业市场化进程。
“限价令”卷土重来
12月6日，国家发展改革委正式下发《国家发展改革委关于做好2011年全国煤炭产运需衔接工作的通知》。通知要求，鉴于当前稳定物价总水平、管理通胀预期的任务繁重，2011年重点合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。并要求煤炭供需企业要在本通知下发后25日内，协商完成合同签订。
有媒体称，今年的煤炭产运需衔接现场合同汇总会可能于12月下旬在大连举行，规模将与2008年在福州举行的合同汇总会类似。对此，煤炭市场营销专家李朝林对本报记者表示：“既然已经取消现场衔接，重启的可能性不太大。再则，就调控的实质作用来说，现场合同汇总与之前采取的网络合同汇总并无太大差别。”
煤炭订货会最早是计划经济体制时期国家组织安排煤炭生产、运输和销售及相关产业生产的重要会议。每年12月下旬，国内的煤炭、电力、钢铁、化工等行业企业都会聚集在一起召开一年一度的会议，以签订下一年的煤炭供需合同，业内称之为“煤炭订货会”。
在计划经济向市场经济转轨过程中，我国逐步放松了对煤炭价格的管制。煤炭价格改革始于1993年，在此之前，由原来的煤炭工业部和国家物价局对其实行政府定价。在此之后，首先被放开的是电煤以外的其他煤炭销售价格，而占煤炭消费量一半以上的电煤价格则处于“计划煤”与“市场煤”双重价格体系之中，即电力行业计划内用煤实行政府指导价，而计划外电煤及其他行业用煤实行市场价。“计划煤”与“市场煤”之间的价格双轨制度从此形成，全国煤炭订货会议也从计划经济时期延续下来几十年，这也是多年来煤电矛盾的根源所在。
2002年，国家取消电煤指导价，煤电双方通过“煤炭订货交易会”协商确定电煤价格。2005年度的煤炭订货会更名为“煤炭产运需衔接会”(有时仍称为“煤炭订货会”)此后，随着价格双轨制问题的不断显现，国家发展改革委于2006年首次对其“动刀”，将全国煤炭订货会改成仅一天的视频会议，以及一周的煤炭合同汇总会。但随后4年的“衔接会”中，以煤炭和电力为代表的煤炭供需双方往往是互不相让，谈判往往无果而终。2009年度的煤炭订货会更是出现了“有量无价”的尴尬局面，五大发电集团未签订重点合同，煤电谈判首次宣告破裂。煤炭订货会已经基本失去了衔接产运需的作用。
2009年12月15日，国家发展改革委发布《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，终止了一年一度的煤炭订货会，取而代之为网络汇总。国家发展改革委表示，煤炭价格由供需双方企业协商确定，鼓励供需企业之间签订5年及以上的长期购销合同。
“限价”实属无奈之举
“逐步推行市场化改革后，再度采取限定价格的行政干预手段，是迫不得已。”中国社科院能源问题专家崔民选研究员在接受记者采访时说，“管理通胀预期，稳定物价总水平，缓解煤电困局是此次国家发展改革委出台‘限价令’的主要出发点。”
依据国家统计局公布的数据来看，10月份居民消费价格指数(CPI)同比上涨4.4%，创25个月新高;按照目前各方预测，代表通胀水平的11月CPI或将再创新高，达到4.6%~5%，通胀压力明显。
另一方面，煤电困局至今难解主要缘于今年三季度以来，煤炭价格走势一直咄咄逼人。
“自今年9月份以来，我国煤炭市场行情发生了很大变化，全国较大部分地区范围内价格出现了轮番上涨的局面。以秦皇岛煤炭交易市场的煤炭交易价格为例，5500大卡/千克的优质动力煤的挂牌价格由九月底的690元/吨左右，在近两个月的时间内上涨到目前的800元/吨左右，价格上涨幅度高达15%左右，已经达到了今年的第二个新高度，虽然和今年4月份前后860元/吨的价格还有一定的距离，但煤炭价格在短期内上涨速度之快，上涨幅度之大都是很少有的。”煤炭市场营销专家李朝林在接受本报记者采访时如是说。
秦皇岛市场煤价格行情数据显示，12月1日5000大卡热量动力煤价格为710～720元/吨，去年同期价格为570～590元/吨;5500大卡热量的动力煤价格为800～810元/吨，去年同期为660～680元/吨;5800大卡热量动力煤价格为850～860元/吨，去年同期为700～715元/吨。
煤价涨声一片，而发电企业却叫苦连天。此前中电联发布报告称，今年1~8月，受上年末销售电价疏导的翘尾作用影响，电力行业利润总额972亿元，同比增长108.5%，但火电企业利润从上年同期的268亿元下降到220亿元。中部六省、山东省火电继续全部亏损，并新增加了东北三省火电全部亏损。根据统计，1~8月，电力行业销售利润率4.0%，与全国工业销售利润率的平均水平6.03%相比整体仍偏低;资产利润率仅有1.4%，远低于其他行业。
据悉，早在2008年6月，国家发展改革委曾因煤炭价格水平较高，出于稳定物价，防止煤、电价格轮番上涨考虑，对发电用煤价格采取了最高限价的干预措施，即要求全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价。而此次“限价令”发布之后的一个月内，反映全国煤炭市场的“晴雨表”秦皇岛港中转煤炭价格却持续创出新高。7月24日，国家发展改革委再度下发通知，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施。与6月发布的临时干预措施主要要求煤炭企业实施最高限价不同，“二次限价令”要求对主要港口和集散地的动力煤实施最高限价。此后国家发展改革委发文称电煤限价临时干预政策对秦皇岛煤炭价格产生了较大影响，煤价继续下滑至限价水平。在市场需求锐减等因素影响下，11月份煤炭市场价格大幅下滑，已经远远低于“限价令”时水平。12月，“限价令”解除，煤炭价格实行市场定价的步伐再度加快。
实效有待验证
一位业内人士表示，通胀预期高企的形势下，政府采用上述非常手段可以理解，但从目前市场情况来看，价格干预未必能完全抑制市场上煤价的上涨。
李朝林认为，煤炭价格归根结底还是由供求关系决定，价格干预措施并不能从根本上改善煤炭供求环境，而未来一段时期内市场的煤炭供求环境仍将保持供求偏紧态势，煤价有望保持在高位运行甚至继续上涨。
另一方面，“限价令”的落实仍面临许多现实问题。
要实施临时价格干预，除涉及煤炭生产、流通、消费等多方面利益关系，还需面对价格干预措施的监管和检查、价格干预对象的落实等方面难题。
有观点认为，限价措施的推行会进一步打击煤炭生产商的积极性，造成煤炭供应趋紧，再度抬高煤炭价格。李朝林也持类似观点，他表示恐怕一限价，有量无市的情况会加剧，煤电矛盾会激化而非缓解，特别是在目前电厂存煤普遍偏低的情况下。
也有业内人士告诉记者，“在煤炭合同的执行过程中，为了规避国家部门的检查，供需双方可能会签订‘阴阳合同’，既保证了用户煤炭需求，又维护煤企价格利益，毕竟煤炭是卖方市场。”
中央财经大学中国煤炭经济研究院中国煤炭上市公司研究中心主任邢雷在接受媒体采访时也表示，不管政策如何调整，煤炭企业依然控制着煤炭价格的主导权，在煤炭企业居于优势地位的前提下让其让出较大的利益是困难的。煤企完全可以通过减少合同煤的供应量，甚至降低质量的方法以减少政策对自己的不利影响。
崔民选指出，从更深层次来看，“限价令”卷土重来的背后，反映出我国能源价格体系仍然存在结构性矛盾。“市场化程度不一致，有的快有的慢，作为下游终端产品的电价属于国家管制范围;而上游煤炭价格市场化程度却相比要高很多。这既制约了煤炭价格市场化改革步伐，更不利于电价市场化改革的推进，显然不利于形成合理的能源比价关系。”对此，他认为，“在推进能源价格体系市场化改革的进程中，必须综合考量各形式能源之间的比价关系，‘一条腿长、一条腿短’的能源价格体系显然不利于能源行业的健康持续发展。在综合考虑各方承受能力的前提下，必须站在全局的角度统筹规划、同步推进，加快滞后行业的市场化改革步伐”。
