文︱本刊记者 张越月 张晓燕 本刊特约记者 冉涌

　　在人们的常识中，“坑口电厂”是在煤的产地建设电站，就地进行能源转换，变输煤为输电。

　　从经济角度看，因为火力发电厂耗煤量非常大，如果电厂不设在煤矿附近，就必须依靠铁路、海运等途径运输燃料，而坑口煤可以帮助电厂降低因运输燃料而增加的成本。

　　然而当前，在多个产煤大省，本地所产的市场煤对于坑口电厂几乎没有采购优势，本地煤矿大量外送，坑口电厂因为用不起附近的煤，要到省外去采购煤。“坑口”二字已经失去了原有的意义。

　　而失去了意义仅是表象，其中的根源究竟在哪？

　　起因：一对老生常谈的矛盾

　　“坑口电厂都成坑人电厂了。”一家电厂负责煤炭采购的负责人说。

　　在这位工作人员看来，几年前，坑口电厂是“有效拉动当地经济发展、解决矿区煤炭外运困难、减轻煤炭外运给铁路造成压力的典范”。

　　变化出现在2004年，国家发改委在当年12月15日印发了《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，决定建立煤电价格联动机制，电煤价格全面放开。

　　此后，每年的“全国煤炭订货会”总会传出煤炭企业和电力企业的争执声。煤炭企业反复强调，希望按照市场规律为合同电煤定价。但在煤炭价格随市场变化，电价变动有限的情况下，电力企业多次呼吁，要保持合同电煤价格。

　　当面临这种争执，国家的政策大都倾向受控的电厂一方。2010年12月6日，国家发改委下发《2011年全国煤炭产运需衔接工作的通知》，指出2011年重点电煤合同价格维持上年水平不变，不得以任何形式变相涨价。

　　然而，政策发挥的实际作用有限。2011年1～5月，多地电煤价格虽然没有上涨，但坑口电厂电煤重点合同兑现率偏低，本地区市场煤价格普遍过高，坑口电厂受成本所困，加之在本地煤源受限，于是开始从异地大量购煤。

　　黑龙江：不是买不到，而是用不起

　　在黑龙江东部电厂一些老人的工作记忆中，最辉煌的阶段停留在90年代的坑口电厂建立初期。那时，煤炭价格可控，附近煤矿执行着“当地产煤当地消化”的建设初衷。

　　2005年后，按照国家发改委“黑龙江省建设发电基地，变输煤为输电”的政策，大批坑口电站在黑龙江东部地区诞生，多数坑口电厂都使用了大容量、高参数、低能耗等技术。

　　然而近年来，“地方煤炭对坑口电厂煤炭供应少、煤价也居高不下。”黑龙江东部电厂的一位负责人说。在接受采访前一天，他还在为计划内煤炭热值达不到合同要求，厂矿热值差超过合同约定值的问题，与煤矿企业谈判至晚上10点多。

　　不仅是这位负责人，在黑龙江东部地区，不少电厂都在为电煤合同兑现率低和合同执行的公平性着急。另一位电厂负责人告诉记者，计划内电煤合同量仅占全省电厂需求量的22%左右，而且计划内重点电煤合同的兑现率逐年下降。以2010年的情况为例，黑龙江省计划内煤炭合同平均兑现率只有57%，远不能满足企业生产的需求。

　　2011年，黑龙江煤炭集团又将电煤计划量由2010年1500万吨减少740万吨。受此影响，很多电厂2011年计划煤合同量只有2010年的一半左右。

　　除了连年下降的合同电煤量和兑现率，本地区的高煤价是电厂选择离开坑口、外出寻煤的重要原因。

　　在黑龙江，热值在4100～5100大卡的市场煤价格为420～560元/吨。“这个价格，我们的成本无法接受，但如果从内蒙古购进褐煤，作为经济煤种掺烧，加上运费，价格大概在340元/吨左右。”一位坑口电厂负责燃料采购的负责人说。

　　为节省燃料成本，2010年，黑龙江很多东部电厂开始从蒙东采购褐煤。其中一家电厂的采购人员告诉记者：“今年虽然从内蒙古运煤的费用涨了一些，但总体仍然比采购本地煤经济。”

　　然而，外出寻煤并非一帆风顺。由于铁路运力得不到保障，一些电厂也考虑过汽车运输，但其成本比铁路运输成本高20多元/吨。目前，燃料成本已占发电总成本的70%以上，而运输价格也可能持续走高，很多电厂对未来不无担忧。

　　山西：“煤炭大佬”的尴尬

　　类似的情况发生在“煤炭大佬”山西。作为中国产煤第一大省，山西就像一个巨大的煤矿。省内电厂如同坑口电厂一样，它们本应比其他地区电厂更具“近水楼台”的优势，但也遭遇本地煤炭价格过高、合同煤兑现率低的情况。

　　事实上，2009～2010年，山西电厂曾遭遇一次煤荒，由于煤炭重组尚未完成，省内多家电厂因总体产量下降而缺煤停产。而2010年后半年，随着煤炭整合重组工作基本结束，山西煤产量反弹至7.41亿吨。2011年，山西省煤炭产量预计将达到7.8～8亿吨，这足以应付本省8730万吨的电煤年需求量。

　　然而，高价市场煤成为本地电厂购煤的阻力。在山西省东南部，由于多与河南、河北、山东等经济发达地区接壤，不仅没有省外低价煤可购，本地区煤炭亦大量外销，煤炭坑口价多在740～900元/吨。

　　但在与陕西、内蒙等地区接壤的西部和北部，煤炭坑口价仅在280～350元/吨标煤，就算加上运费150元左右，不仅在仍在山西省标杆电价的可承受范围内，而且每吨煤价比南部的便宜至少460～550元。

　　于是，大批电厂远赴几百公里外的地方寻煤。以山西南部的一个电厂为例，2011年1～4月，该公司煤炭入厂141.8万吨，而从西北部购入的煤占煤炭采购量的92.7%。

　　除了受高煤价困扰，近三年，晋东南地区电厂购买当地电煤的兑现率极低。

　　据了解，山西省太一、太二等中南部11家电厂，2011年1～3月份，山西省内重点合同铁路电煤到厂量为164万吨，年度兑现率12%，公路电煤到厂量为802万吨，年度兑现率28.16%。

　　眼下，南方电荒导致煤炭需求量大涨，加上国外煤价持续上涨，山西煤矿和国内其他地方的俨然成为各省份的“救火队”，大量煤炭被运往秦皇岛，一些本地电厂的兑现率更加没有了保障。

　　症结：错位的体制

　　无论是黑龙江还是山西，产煤地电厂难买煤的现实让人匪夷所思。

　　一方面，煤炭企业甘冒不履行电煤合同的风险，压低兑现率，降低兑现煤炭质量，并将产煤大量外送；另一方面，坑口电厂则宁可选择一千公里外的地方购煤，也不愿买近在咫尺却价格高昂的市场煤。在两者的舍近求远中，不该增加的成本增加了，不该耗费的运力耗费了，不该造成的污染也造成了。

　　而在坑口电站的定义中，煤炭企业当地生产、电力企业就地消化是经济、环保和节能的能源消费模式。当前，这种模式却在煤炭企业和电厂相悖而生，那症结在哪？

　　一个无法回避的问题是体制错位。煤炭企业、电力企业分别处于同一产业链的上、下游，但所处的市场条件截然不同。

　　煤炭企业近年来一直在竞争性较强的市场中，企业的宗旨就是通过市场渠道销售煤炭，以实现利润最大化；而由于发电关系国计民生，就算煤炭价格再高，电力企业在兼顾社会责任的要求下，绝不能因为煤价过高、成本增大而不完成预定的发电计划。同时，上网电价长期受到政府的严格管控，这限制了电力企业的购煤成本。

　　在矛盾的体制下，煤电生产每一个环节无不纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租等“剪不断、理还乱”的复杂关系。在多年的博弈中，“煤电体制错位”不仅已经严重地影响企业的生存，降低了经济的运行效率，甚至直接影响到整个社会的和谐与发展。

　　如果不能改变能源管理的体制机制，两类企业为了各自的生存和所担负的责任，必将继续这种奇怪的寻煤和售煤方式。而且，两者之间的矛盾还将愈演愈烈。

　　不可否认的是，当前政府的监管尚存诸多漏洞，这是坑口无煤出现的另一个原因。

　　目前，政府出台规范煤炭合同的行政命令不在少数。国家发改委早在2007年时就下发通知，强调各级煤炭行业管理部门要督促煤矿企业严格履行合同，及时协调解决合同履行过程中出现的问题。各煤矿企业煤炭合同综合兑现率不得低于90%。

　　通知屡发，但效果鲜现。最近的一次是2011年5月，国家发改委要求煤炭企业提高电煤兑现率，确保电煤供应。尽管它使电煤兑现率有所提高，但兑现煤炭质量差、热值严重不足等细节问题仍然没有获得很好的解决。

　　在市场千变万化的环境中，政府有时无法面面俱到，保证每一家煤炭企业完成兑现率并保证电煤质量。在目前的情况下，更有效的解决之道仍是充分细化监管政策，严格监督煤炭企业按时、按期、按量地完成合同煤兑现，让两类企业在煤电交易中都能获得保护。

　　(《能源评论》杂志供稿)