大起大落，是我国煤炭价格经常出现的现象。煤炭和电力企业每隔一段时间就会展开拉锯战，而主政者一直在探索平衡各方利益的方案。
2021年，“煤超疯”再现。部分煤电厂每发一度电亏损就增加一点，电力保供承压。为了稳定煤炭价格，缓解煤电矛盾，在“2022年全国煤炭交易会”上，国家发展改革委就2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案征求意见。
征求意见稿将5500大卡动力煤中长期合同（以下简称“长协”）基准价由此前的535元/吨上调至700元/吨，并设定浮动范围为550元/吨-850元/吨。同时首次要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。
这是电煤长协基准价五年来首次上调，且涨幅达到31%。
目前《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案》（以下简称《工作方案》）已公布，但尚未明确价格机制。根据《工作方案》，基准价、浮动价暂按征求意见稿实施，待国家有关政策明确后再按规定进行调整。
煤炭市场目前实行的是“长协+现货”模式。长协是由供应端和需求端直接签订合同，与现货相比，减少了中间环节带来的成本。2021年秋冬之交，现货价格疯狂涨至超过2000元/吨时，长协煤价格只上浮至700多元/吨，对稳定供需关系和煤炭价格发挥了“压舱石”的作用。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海分析，调增电煤长协基准价是在供需紧张的情况下对2022年工作做出的安排，2022年煤炭需求情况取决于经济发展形势，从供应侧看，需要注意2021年释放出来的产能是否会被压缩。“如果明年的供需基本面大大趋缓，价格上涨空间可能有限。”
电力市场化之下的煤电联动
2021年，煤价经历了一轮疯狂上涨，电力企业亏损严重。根据中国电力企业联合会的统计，1-10月份，电煤价格上涨导致全国燃煤电厂煤炭采购成本额外增加4318亿元。中电联发布的《2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到100%。
为保障电力安全稳定供应，缓解煤电企业经营困难，2021年10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过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。
原中电联统计信息部主任薛静认为，从价格传导上来看，700元/吨的基准价对应的是电价上浮20%，基准价上涨的幅度折合成电价，约上涨7-8分钱，与全国平均电价上涨幅度相差不大。
在电力交易市场，多地正鼓励电价与煤价挂钩。9月27日，湖南省发改委印发了《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》，要求在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制；广东省能源局12月3日发布《关于做好2022年电力市场年度交易工作的通知》，鼓励在合同中增加一次能源价格联动条款；陕西省发改委12月6日发布的《陕西省2022年电力直接交易实施方案》提出，鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动；《甘肃省2022年省内电力中长期交易实施细则》也鼓励市场主体参考行业上下游相关产品指数，协商建立“交易电价+上下浮动”动态调整机制。
2004年底，受经济增长和重化工业发展驱动，煤炭价格大幅走强，国家发改委出台了《关于建立煤电价格联动机制的意见》，设置“煤电联动”机制，规定以6个月为一个价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价，如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。但在实际执行过程中，煤电并不能及时联动。
在电力逐步走向市场化的背景下，新的“煤电联动”机制正在酝酿。
国家发改委12月例行新闻发布会上，新闻发言人孟玮在答记者问中提到，建立起了“能涨能跌”的市场化电价机制，为煤、电价格通过市场化方式有效联动创造了条件。下一步，发改委将适时出台针对性政策措施，促进煤、电价格通过市场化方式有效联动。
袁家海建议，煤炭的中长期合同应与电力的中长期合同联动，发电企业先完成煤炭供应的中长期合约，根据成本做出合理的预估之后再去签订电力中长期合同，保证燃料成本能够通过市场机制传导。
他解释说，电几乎是没有弹性的商品，不管供应侧的价格怎么变动，需求在短期内基本不变。“需要在一个健全的能源市场机制下去看电-煤联动问题。”
疏导煤炭增量生产成本
煤炭生产成本上升使得提高煤电价格上浮空间具备了合理性，而涨电价又是煤炭长协基准价上调的契机。
薛静认为，煤炭价格看似疯狂，其实近年来煤炭的生产成本也在增加。一方面，人力等生产要素成本在增加，也要解决关闭煤矿后的就业问题；另一方面，中大型煤炭企业进行智能化建设和改造，需要增加投资；此外，煤炭从坑口运输到港口等的运输成本也在上涨。
一位煤炭运销专家补充说，煤炭企业的财务成本、销售成本等也在增加，加上安全、环保力度加大，也带来成本的上升。以堆煤为例，以前可以是露天的，现在要求全封闭，投入有所增加。
从大型煤炭企业上市公司的财务报表来看，神华集团2020年营业成本为1623.74亿元，2016年经营成本为1248.43亿元；中煤能源2020年营业成本为1045.06亿元，2016年营业成本为548.31亿元。
为平抑市场波动给煤电双方带来的不确定性，2016年底以来，国内一直在推动长协签订工作，按照“基准价+浮动价”的定价机制，5500大卡动力煤的基准价为535元/吨。
2016年11月8日，神华集团、中煤能源与华电集团、国家电投集团签订了长协。当时还是国家发展改革委运行局副局长的鲁俊岭（现任国家能源局煤炭司司长）对此评价说：“‘基准价+市场浮动价’的价格形成机制，既充分体现了市场经济的规律，又充分尊重了企业的市场主体地位，避免出现此消彼长的‘跷跷板’现象和价格的大起大落。”
2002-2012年是煤炭行业的黄金十年。自2002年以来，随着经济强劲发展，能源需求急剧增加，煤炭供不应求，煤价也一路上涨。2012年煤炭供需出现宽松，价格开始下探，煤电企业经营状况改善。2016年开始，煤炭去产能工作超预期推进，又使得煤炭的供求关系逆转，煤炭价格重新进入上升周期，煤炭行业盈利状况显著改善。
鲁俊岭表示，前述企业签订的合同基准价为535元，低于当时秦皇岛港5500大卡实际合同价（585元/吨），并未受到近期煤炭价格非理性过快上涨的干扰，而是在一定程度上体现出我国煤炭价格的合理区间。
前述煤炭运销专家表示，535元/吨是根据当时煤炭企业的生产成本，考虑到电力企业的盈利情况来确定的。
2017年至今，现货煤价格大多时候高于535元/吨，价格中枢也在上扬，但长协基准价一直保持在535元/吨，没有随市场形势调整。
薛静表示，基准价定位700元还是相对合理的，“这个定价是在现货价格从2000元/吨多下降到1000元/吨的情况下，再往下降的结果。电力企业在心理上得到了一些安慰，相当于稳住了一个‘锚’”。
在电力市场交易里，燃料成本允许传导到用户侧，对制造业的影响很大。“这意味着煤价和电价的锚定关系要比较稳固。而在传导过程中，煤电企业起到了中枢的作用。”薛静说。
她指出，用户也要学会聪明用电，“电力是有时间价值的，推动煤炭和新能源优化组合，更重要的是要培育用户侧学会节能”。
煤-电双方博弈继续
在此次“2022年全国煤炭交易会”上，部分煤企与电力、钢铁用户签订了2022年首批长协，签约量超过2.6亿吨。根据《工作方案》，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。
前述煤炭运销专家指出，虽然是基准价从535元/吨调到700元/吨，但要求整体都要按长协价出售，煤炭企业基于2022年市场煤价格下行的可能，有签订的意愿，但电力企业的签约意愿不强。
袁家海、张健近期撰写《保供和达峰约束下需要科学的市场机制引导煤电平稳转型》一文指出，当前形势下煤电上网电价新政对于燃煤发电减亏的作用有限。
首先，以煤价和往年相比三到四倍的上涨幅度，煤电燃料单位成本的上涨幅度就高达0.3-0.4元，也就是说，煤电上网电价应翻倍才能将燃料成本完全疏导出去；对于非高耗能工商业企业上调基准价上浮不超过20%，全国平均的煤电上网电价涨幅普遍在6-8分/千瓦时，这一涨幅对于煤电当前100%亏损的局面减亏贡献十分有限。其次，尽管高耗能用户交易电价不受上浮20%的限制，但各地实际执行还要观察落地效果。
在袁家海看来，煤电企业根本性扭转亏损，可能性不大。在这种情况下，煤电企业签订长协的意愿有待观察。
据秦皇岛煤炭网分析，临近年底，煤炭中长期定价指导意见相关文件并未最终确定发布，市场底部价格尚未明确，年度合同签订及市场现货采购均有所放缓，煤电双方针对价格博弈呈现升级之势，终端采购价格下压明显，以及大型煤企大幅下调采购价格均对市场产生了一定的下行引导。
《工作方案》明确，2022年度煤炭中长期合同全部纳入“信用中国”网站的诚信履约保障平台进行监管，国家公共信用信息中心依法依规将合同履约情况记入合同双方信用记录，并确定企业信用等级，根据信用等级实施分类监管。
10月底，国家发改委评估督导司组织国家公共信用信息中心、全国煤炭交易中心，开发和健全完善煤炭中长期合同履约数据监测系统，开展了多轮测试和试运行，于11月初正式上线，对中长协煤炭流向进行全过程闭环监管。
薛静认为，用“信用中国”这个平台来监管电煤长协，企业如果有污点，贷款等就会受到一定程度的限制。至于监管的程度如何，关键在于“有为的政府”和“有效的市场”的能够有效结合。
挤掉煤炭价格的“水分”
2021年10月以来，国家发改委采取严厉查处资本恶意炒作、严厉打击虚假信息、严肃清查整顿违规存煤场所、启动价格指数行为评估和合规性审查等，意图挤掉煤炭价格的“水分”。
但上述措施并未使煤价回落到2021年前的水平。截至12月23日，中电联编制的中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）5500综合价报908元/吨，环比下跌55%，但仍比2020年12月24日的报价652元/吨高39.3%。
当前，源头煤价——坑口煤价格也将受到管控。
10月27日，国家发改委举行的限价研讨会提出拟将动力煤坑口价格基准价定为440元/吨，最高上浮幅度20%，即每吨528元。当时动力煤坑口煤价尚在1000元以上高位。
11月3日，国家发改委官方微信号发布的消息称，继内蒙古伊泰集团、蒙泰集团、汇能集团和兴隆集团等多家民营企业主动下调坑口煤售价后，国家能源集团、中煤集团等国有企业也相继主动下调煤价。
此外，在11月初中国煤炭运销协会召开的会议上，全国10多家主要煤炭企业纷纷表态跟进，主动将主产地5500大卡动力煤坑口价格降至每吨1000元以下。
11月8日，中国煤炭销售运输有限责任公司在其官方网站发布的消息称，中煤集团再次下调坑口动力煤销售价格，所属晋陕蒙生产企业5500大卡煤炭坑口价格一律不超过900元/吨，引导煤炭价格回归理性。
不过目前煤炭坑口价格仍较高。截至12月24日，陕西榆林动力块煤（Q6000）坑口价1190.0元/吨，周环比下跌20.0元/吨，较去年同期高590元/吨；大同南郊粘煤坑口价(含税)（Q5500）780.0元/吨，周环比下跌90.0元/吨，较去年同期高240元/吨。
10月底，国家发展改革委对全国所有产煤省份和重点煤炭企业的煤炭生产成本情况进行了调查。初步汇总结果显示，煤炭生产成本大幅低于目前煤炭现货价格，煤炭价格存在继续回调空间。
薛静指出，国家发改委正在调查煤炭成本，在此基础上给出一个合理空间。“和别的产品不一样，煤炭是稳定国民经济的重要基石，不能远超其成本。”
“为了降碳，应该让煤炭的价格高一点。”前述煤炭运销专家则表示，“煤炭便宜了，大家不愿意发展新能源，煤炭贵一点，才能腾出空间让新能源发展。”
有煤炭专家曾向eo表示，“双碳”目标下，煤炭消费达峰的时间节点或在2027、2028年。煤炭消费达峰后，价格或将开始进入下行周期。“长远来看，价格会回归到生产成本附近。”
附：电煤价格机制调整脉络
1992年-2001年，煤炭价格逐步向市场化过渡，电煤价格采用政府指导价
1992年7月，全面放开指导性计划煤及定向煤价格，取消计划外煤炭最高限价和超产，增产加价。至1994年7月，除电煤外，全国煤炭市场价格全部放开。
1996年，对全国发电用煤实行国家指导价格。
2002年-2012年，进一步放开电煤价格
2002年，取消电煤政府指导价，进一步放开对电煤价格的计划管理。
2004年12月15日，国家发展和改革委员会发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，提出按照“市场导向、机制协调、价格联动、综合调控”的思路，建立灵活的、能够及时反映煤价变化的电价调整机制。2007年，取消了延续50多年由政府主导的煤炭订货制度；将每年的年度“全国煤炭订货交易会”改为“全国重点煤炭产运需衔接会”，突出企业的市场主体地位。
2013年-2015年，电煤价格完全市场化
2012年12月20日，《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》提出，2013年起取消重点电煤合同，推行了二十多年的“电煤价格双轨制”终结，煤炭价格完全市场化。
2016年至今，长协与市场价并行
2016年11月30日，国家发改委下发了《关于加强市场监管和公共服务，保障煤炭中长期合同履行的意见》。当年11月8日，神华集团、中煤能源与华电集团、国家电投集团签订了长协按照“基准价+浮动价”的定价机制，5500大卡动力煤的基准价为535元/吨。
2019年9月26日，国务院常务会议决定自2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将此前的标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，上浮不超10%，下浮原则上不超过15%。
（图片来源：veer图库）
