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■本报记者 张帆
燃煤之急、缺电之虞、少油之忧、运输之困，合之而成的能源交通紧张成为刚刚过去的2004年中国经济增长之痛。那么已经来到的2005年是否还会继续受到这种煎熬？能源困境背后已经突显的垄断体制坚冰会否在能源的叫急声中有所突破？
煤电之争会否熄火
2004年12月29日，三次延期的2005年全国煤炭订货会终于拉开帷幕。此次会议可以说充满了悬念，以至于未开之时已经是猜测漫天飞了。
值得注意的是，延续了40年的煤炭订货会变了名字，换称“全国重点煤炭产运需衔接会议”。计划经济的色彩在会议的名字上淡了许多，但是，计划的力量在此次会议上仍然闪现。
此次会议对煤电双方关注的电煤价格有了指导性的意见。开幕式上，国家发改委有关官员强调，煤电双方要按照价格联动机制的精神，凡供需双方已签订合同的，按合同确定的价格执行，并优先考虑衔接运力。对尚未签订长期合同的电煤，2005年的车板价以2004年9月底实际结算的车板价为基础，在8％的幅度内进行浮动、进行协商。东北地区以及内蒙古东部地区，如果2004年10月份的电煤价格超过了9月份，2005年继续维持该价格。同时该官员还强调，如果今年煤炭价格过高，国家发改委将进行干涉。
据测算，2004年9月的电煤价格已经很高，按此方案全国动力煤企业将因此在今年增收150亿元。此外，发电企业的燃料成本也会因煤电价格联动而减少，毛利率将保持较高水平。
之前市场上所传的煤电联动方案也在此次会议上有了明确的眉目，即确定以半年为一个煤电价格联动的周期，并确定以5％的煤价上涨幅度为一个周期后是否实施电价联动的前提。即，如果半年内平均煤价的变化幅度超过5％，就根据联动公式相应调整电价，如果不超过5％，就在下一个周期累计计算，直到变化幅度超过5％再调整电价。其中电厂要自行消化30％的煤价上涨因素。这一安排，考虑到了电力企业存在着通过加强内部管理降低成本的空间，也提醒电力企业不能将煤价上涨的成本直接转嫁到用户身上。
销售电价调整后，按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则，相应调整电网企业对用户的销售电价。各类用户的销售电价中，居民电价、农业电价、中小化肥电价保持相对稳定，一年最多调整一次，除居民电价外，其他用户电价随上网电价变化相应调整。
然而，对此方案来自各方的意见不断。
电力企业反映，电煤价格不断上涨，且周期甚短，而上网电价却是固定的，要调高销售电价更需要很多条件与程序，煤电联动方案中规定的以6个月为调价周期，意味着电力企业要承受如此长时间调价周期内的成本压力。电力企业认为，2003年中期以来，在电煤价格持续上涨，而电价上涨有限的情况下，部分电厂已出现经营性亏损。平均来讲，电力全行业很难再自行消化30％的煤价上涨成本。
然而也有业内人士计算说，按照联动方案，煤价上涨后电价按70％的幅度上涨，煤价上涨越多电厂利益越大，煤电收入的比例将扩大到1：2．82。
同时也有预测说，煤电联动运行下去的结果，可能会使电煤价格成为最高，就像1998年那样，“计划煤”价格最后反而超过了“市场煤”。
电监会专家组成员、上海大学教授言茂松认为煤电价格联动对解决电煤短缺，缓解发电企业压力具有积极意义，但并不是缓解煤电矛盾的根本措施，更不是电力体制改革的方向。他解释说，煤电矛盾只是电力体制改革矛盾的转移。现在的电力体制改革主导者是区域电网，作为利益主体的电网要求压低发电企业的上网电价，而发电企业又将此压力转移至燃料成本方面，最终导致煤电矛盾的激化。而且他认为，在目前电力企业发电成本无法弄清的情况下谈价格联运也不现实。
而来自下游企业的担忧是，煤电联动使煤炭涨一点电价就涨一点，煤与电轮番涨价可能造成的恶果就是下游企业成本增加。
但事实上，这种情况不可能出现，有专家称，电价不可能随着煤价无限制地上涨。因为煤炭价格的形成靠市场，而电力价格控制在国家手中。政府应该站在更高的层面处理煤、电矛盾，如果不将电价的形成机制与电煤价的形成机制统一起来考虑，只是严控电力这个“出口”却不管电煤这个“进口”，煤电联动只起在两个行业之间平衡各方利益的作用，可能将难有作为。
此外，电力行业的自然垄断性质主要存在于输配电网的环节，前端的发电和终端的供电都可以实现市场化。在保证国有资本占据足够份额的前提下，如果允许民营资本大规模进入发电和供电两个环节，在前端必形成竞价上网供电，在终端必出现竞价向用户供电，这样，政府既不必担心电力过剩或短缺，也不必费心控制电价，更不必为电力投资张罗资金。因此，解决市场煤与计划电之间的关键还是要打破电力垄断。
发改委在本次订货会上大有从煤电之争中抽身而退的迹象，最突出的就是适时抛出了今后订货会改革的原则方向，即：任何政府部门不再直接干预煤、电双方企业的市场交易行为，只实施总量调控。电煤价格应以市场为主导，实行自主交易，鼓励煤、电双方在充分协商的情况下，签订中长期合同。而这一原则的最终目标，则是建立统一、开放、竞争、有序的煤炭市场体系。形成鲜明对比的是，以往订货会国家总是不同程度地强调干预电煤价格的重要性。
但这一“市场化”的原则在此次订货会上，被煤炭企业充分地利用起来，作为在政府划定的范围内与电力企业博弈的“尚方宝剑”。
2005电煤供应紧张依然
相关研究数据称，预计2005年和2006年全国电力需求分别增长7％－11％和6％—9％。中国煤炭运销协会的数据显示，2004年全国煤炭的消费量达17．8亿吨，预计2005年全国煤炭供应将有8000万吨的缺口。
从煤炭需求趋势看，电力行业在2003年投产3500万千瓦的基础上，2004年各类电站开工规模高达1．5亿千瓦，投产5100万千瓦。目前全国在建规模2．8亿千瓦，其中未经国家核准而擅自开工建设规模高达1．2亿千瓦。预计2005年投产能力将达到6000万千瓦。投产能力增多，加剧了煤炭供应缺口。2004年电煤消耗总量达到9．6亿吨，同比增加1亿吨以上，预计2005年还将更多。
从煤炭资源供给看，现有各类煤矿大多处于满负荷和超负荷生产状态。“十五”期间开工建设的煤矿，大多要到“十一五”才能投产，2004、2005两年大中型煤矿投产规模分别为1．2亿吨和0．7亿吨，新增产量分别为1亿吨和0．5亿吨。
从运输能力看，我国跨省区煤炭调运量约占煤炭消耗总量的1／3。在运力增长有限的情况下煤炭运输实现了较快增长，目前煤炭运输占到铁路货运能力的45％以上。2005年大秦、侯月两线通过改造，使运往华东地区的下水煤的能力有较大增长，但石太、京原、丰沙大等其他运煤通道基本无新增能力，均处于超负荷状态。晋东南煤炭外运能力十分紧张，特别是增加铁路直达华东、中南地区的煤炭运力比较困难。
中国煤炭工业协会副会长濮洪九称，在目前煤价的上涨因素中，运输环节占有很大比例，如果从运输环节来考虑煤价问题，可能应该有新的应对思路。
但最终影响煤炭价格的根本因素还是市场的供求关系。如前所述，由于近两年建设的火电机组将集中在2005年和2006年投产，煤炭尤其是电煤的需求仍将大幅增长。另一方面，制约煤炭供应的运输瓶颈问题短期内难以解决。因此，今明两年煤炭价格上涨的动力仍然很强，价格下降的可能性几乎没有；在电煤涨价的驱动下，今年电价仍将呈上涨趋势。国家发展和改革委员会能源专家周大地日前说，2005年煤炭供需形势仍然会比较紧张，从而使中国整个能源态势处于偏紧状态。
而国家电网公司有关负责人在接受记者采访时称，2005年的供电形势会有所缓解，但是仍然总体紧张。主要取决于今年经济增长的幅度，特别是高耗能行业的扩展速度。缺口要比2004年略为减少，大概在2000万千瓦～2500万千瓦，今年电力供应最关键的因素是，电煤的供应是否能够得到保证。而据他预测，2006年国家宏观调控基本到位，电力供应可望总体平衡，局部地区仍然紧张。关键因素仍有两个：电煤是否能够得到保证；电网制约造成局部限电能否解决。预计2007年能够实现基本平衡，预计增长6％～9％，投产规模超过5000万千瓦，制约因素仍然是电煤供应和电网制约。
石油垄断依然难破
受国际石油市场强烈震荡、特别是油价大幅攀升的影响，去年以来国内油品市场供应一度出现令人紧张的短缺现象。据统计，2004年前10个月，中国生产原油1．45亿吨，同比增长2．9％；原油进口量8580万吨，增长36．2％；同时，中石油、中石化两大集团炼油装置负荷率接近100％。新增部分基本上靠进口解决。
分析人士认为，2004年纽约原油期货价格之所以突破55美元／桶，原因是多方面的，其中一个重要因素是投机商们兴风作浪。在美国布什大选获胜后，部分资金将从石油市场转向股市，油价“泡沫”的形成机制将被削弱；同时有迹象显示美国和世界经济增长正在放慢，这一切都将有助于舒缓油市供需矛盾。也就是说，2005年油价可能依然在高位运行，油价上涨的压力有望缓解。而综合各研究机构和能源专家观点，今年全年国际油价很可能维持在每桶40美元以上的高位并继续震荡，但每桶超过50美元的过高的油价缺乏持续的支撑条件。
但是，高油价带来的滞后影响可能在今年突显，与此同时，反思国际油价波动中我国油价机制的落后更为重要。
首先从我国目前成品油的价格形成机制上看，虽然表面上已经开始与国际接轨，但实际上仍是在政府掌控之下。据了解，我国目前的成品油价格是在纽约、新加坡、鹿特丹三地成品油价格加权平均的基础上制定的，三地加权平均价格上涨幅度超过8％后，发改委在三地加权平均价格的基础上加运费制定出国内成品油零售中准价，中石油和中石化两大集团以中准价为基础，在上下8％的幅度内制定具体价格。虽然它在一定程度上反映国际市场价格波动，但却具有滞后性，一般要比国际市场晚一个月。更重要的是它与国内供求关系脱节。而这种价格机制下，我国国内石油生产企业的原油价格也与国际价格挂钩，与自身的开采成本没有直接关联。
2004年燃料油期货交易的推出，虽具有重要的里程碑意义，但是，燃料油占中国石油消费总量的比重较小，燃料油期货价格尚无法达到整个油品套期保值、规避价格风险的作用，而其他油品目前市场化程度较低，无法进行期货交易。
从销售环节来看，在目前成品油管理制度下，中石化、中石油两大集团仍将控制着成品油的调配和批发，虽然零售市场开放给了社会资本一些机会，但其还需要通过两大集团获得油源，只能说是在制度上取得了和两大集团同等的竞争机会。然而，两大公司为了有效地控制利润，采取了利润留在批发环节，以批发补贴零售的做法。批发价格定得较高，虽然两大集团自己的加油站利润空间也缩小，但能通过系统内核算保持整体盈利。而对于只能从两大集团进油的社会企业而言，没有补贴的他们根本难以为继。其中，外资石油企业也并不比民营企业有更多的特权。
由于国家石油政策的限制，行业进入壁垒的阻碍，加之在产业结构、投资能力、技术积累和管理体制存在诸多缺陷，民营企业注定成为国家石油垄断的附属品。
而业内人士分析，这种局面即使到了2006年批发市场开放也不会发生大的改变，这是国家对整个成品油市场垄断管理的性质决定的，即使个别企业拥有成品油批发经营资格，没有进出口贸易权，仍然需要仰仗两大集团开展业务。
目前石油进出口业务的贸易权严格限制于两大集团下属的四大公司手中，几乎所有其他公司进行石油进口业务，都需要通过四大公司代理。四大公司按照总成交额的一定比例来收取代理费。所以从某种意义上而言，国际油价的高低与石油进出口公司没有直接关系，油价高对他们而言并不构成压力，因为垄断体制很容易就可以将成本转嫁到下游及终端消费者，高油价代理反而可以多赚钱，所以，从石油进口机制上而言，企业缺乏规避价格风险的动力。
1998年，根据国务院机构改革方案，建立中石化、中石油两大集团，两大集团从实质上确立了中国石油行业的垄断局面。
政府在推进石油行业垄断的过程中，也逐渐意识到全行业性垄断的弊端。入世后，政府在强化石油上游勘探开发的同时，渐渐放开了石油石化行业下游炼油石化和油品交易等环节。
但从相对于石油产业链最下游的零售终端，到处于最上游的石油勘探开采业，对石油民企来说都存在着难以逾越的鸿沟。
目前，中国石油民企主要分布在中下游产业中，规模小、数量多、分布广泛。在润滑油市场，民营企业已经有了32％的占有率，但多为中低档产品。在终端的加油站市场，民营资本也占了近一半。然而，在油价高企之后，这些企业更多地是在等待被垄断集团吞并、收购。
而国内很多从事炼化、零售业务的小企业，面对多年的垄断挤压而苦苦支撑的目的，也仅是等待外资到来，或出售或合资。
在成品油领域，中石油、中石化两大石油公司实际上已经形成双寡头垄断的格局。与之相对应的是2004年油价高企下两大集团利润全面飘红的现实。所以说，高油价更多的是消费者与企业在为垄断体制买单的结果。
（ 责任编辑：魏喆 ）
