设置煤价涨跌幅

一位不愿具名的券商煤炭分析师告诉界面新闻，从发改委透露的信息来看，发改委将建立反映市场供求变化的煤电价格联动机制，一方面解决煤电价格倒挂问题，同时给煤价涨跌幅设置严格区间，强化长协煤合同执行监管，达到压制煤炭价格的作用。

界面新闻从多位业内及分析人士处获悉，10月27日上午召开的煤炭会议，讨论了动力煤限价的干预范围为动力煤坑口价格和终端销售价格。

会议初步讨论的主要干预方式为，对动力煤坑口价格实行“基准价+浮动幅度”的限价方式；动力煤终端销售价格的干预方式，则由各省级人民政府自主确定。

限价的标准为动力煤坑口价格由国家发展改革委统一制定基准价，为含税每吨440元，最高上浮幅度20%，即每吨528元。煤炭生产企业可以以基准价为基础，在允许浮动范围内确定具体坑口价格。

销售价格由各省人民政府考虑动力煤坑口限价水平、当地煤炭来源、流通费用等确定终端销售限价水平，或通过采取限定流通环节差价率、利用率的方式，对终端销售价格进行干预。

该限价启动时间为国务院批准后，即组织实施。解除时间为2022年5月1日。如因市场形势发生变化，亦可延期解除，保障措施中包含进口定向补贴。

该消息尚未获得官方确认。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海对界面新闻表示，发改委已发布的政策重点在于规范和监管。

“下一步，很可能在摸清煤炭生产流通成本的基础上，对煤炭价格浮动区间给出更加严格的涨跌幅度，必要时直接引入熔断机制直接行政或监管介入。”袁家海指出。

长协比重或加大

袁家海认为，未来国家发改委或将扩大长协的比重和严格监管合同执行，让长协成为价格之锚，而不是由现价和期货市场的炒作或投机来操纵价格。

有不愿具名的民营煤炭贸易商人士告诉界面新闻，这将对煤炭贸易企业形成较大影响，“长协煤价格和现货价格相差太多，都不好赚钱了”。

据华创证券研报，目前国内煤炭交易市场上的定价机制格局为：以年度长协定价和月度长协定价为主，现货定价为辅。年度长协定价的比例略低于月度长协定价，两者总量占全国煤炭市场的70%以上。

根据国家发改委发布的《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，规模以上煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%，且由于目前煤炭产量大多由规模以上煤企贡献，小型煤企则仍采用现货定价。

总体来看，长协定价机制的最大目的在于弱化煤价的波动，煤炭现货价格的波动只有50%会引起年度长协价的变化。

由于监管政策的规定，大规模煤炭企业必须以签订长协合同为主。通过签订中长期合同，煤炭企业销售均价受到短期煤炭价格波动的影响减少。同时长协机制通过稳定供需，能够对波动中煤炭价格形成牵引；基准价格作为政策调控的锚点，也限制了煤炭价格的大幅波动。

华创证券分析称，长协定价机制主要目的在于抑制煤价的短期剧烈波动，但长期来看，宏观的煤炭价格决定因素仍取决于供需。

一位煤炭期货分析师对界面新闻表示，去年冬季以来，煤炭行情变化过快，价格波动幅度大，此前的控煤价行政手段却未能奏效，市场机制失灵。虽多次提及保供增产，但未能给煤价降温，动力煤现货价格甚至飙涨至3000元/吨。

中国国际经济交流中心副研究员郭迎锋撰文称，煤炭价格出现背离基本面的上涨，供求关系失衡是主逻辑，但资本的炒作助长了煤炭的“非理性”上涨。

郭迎锋认为，供给方面，既有国内煤矿产量增长有限的内部原因，也有疫情等原因造成的进口煤渠道不畅、国际海运渠道受阻、全球冷冬下的国际能源缺口等外部原因。

需求方面，既有国内工业用电增加、迎峰度冬需求，也有水电风电等新能源电力不足等方面的原因。

同时，期货拉涨放大了市场的供需偏紧预期，不仅持续推高了煤炭现货价格，也间接带动了年度、月度长协价格的上涨，更加剧了市场的“捂盘惜售”心理。

也有行业观点认为，煤价调控难度剧增，国家发改委加强煤炭供应链各环节成本和利润调查，或为新一轮的红、蓝、绿价格异常波动区间预警机制制定提供参考依据。

目前，动力煤现货价格已远超此前设立的红色预警区间。

2012年，中国宏观经济增速放缓，煤炭价格进入下降周期，至2015年出现严重的产能过剩问题。

2016年起，一系列煤炭去产能政策落地，要求从当年起，用3-5年时间退出产能5亿吨、减量重组5亿吨。煤炭价格也出现回升。

2016年底，国家发改委联合煤、电、钢行业协会发布《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（下称《备忘录》）。

《备忘录》明确，2016-2020年建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制，以弱化煤价波动。

基准价正或负6%波动幅度以内为绿色区间（以2017年为例，重点煤电企业动力煤中长期基础合同价为535元/吨，绿色区域为500-570元/吨），6%-12%为蓝色区间（轻度上涨或下跌，570元-600元/吨或470-500元/吨），12%以上为红色区间（异常上涨或下跌，即价格>600元/吨或<470元/吨）。

当价格位于蓝色区间时，应加强市场监测，适时采取必要引导措施；价格于红色区间时，启动平抑价格异常波动的响应机制。

具体的响应机制包括价格异常上涨时，有关部门投放煤炭储备，加强中长期合同履约监管；异常下跌时，煤炭行业协会引导会员企业以销定产、不低于成本销售煤炭，电力、钢铁行业协会引导会员企业按合理价格采购煤炭等。

促进煤电联动，缓解价格倒挂

长期看，要缓解煤电矛盾，还需建立起反映市场供求变化的煤电价格联动机制。

目前，煤炭仍为中国主体能源，是关系国计民生的重要基础性和战略性资源。

华北电力大学教授、能源互联网研究中心主任曾鸣对界面新闻表示，煤炭和电力有共性特征，均为特殊商品，电力价格可以扩大涨跌幅度，但仍受到政府监管。

曾鸣表示，煤炭价格一方面需要走向市场，按照市场机制反映供需关系形成价格，提高经济效益。另一方面，煤炭不是普通商品，未来将形成基准价＋上下浮动的价格机制，促成煤电两个市场更好的衔接。

“过去煤炭过于市场化，价格没有受到有效监管，主要是因为没有把煤炭当作稀缺性资源。如果能够很好地执行煤电联动机制，就不会形成煤炭价格上涨和煤电矛盾突出的局面。”曾鸣表示。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对界面新闻表示，“煤电较好地联动，能够很大程度避免缺电和限电问题。否则除了对电力行业形成打击，也会推高煤价”。

林伯强解释称，动力煤价格高企，煤电联动将使电价同步提高，这将促使高耗能产业的电力需求降低，从而反向降低对煤炭的需求。

“政府干预预警过分强调了供给侧，需求侧也很重要。”林伯强强调，要建立反映市场供求变化的煤电价格联动机制。

一位资深煤炭行业专家对界面新闻表示，电价上涨后，将使下游高耗能产业面临关停，进而完成产业转型升级。

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》（下称《通知》）。

《通知》 提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

此外，将燃煤发电市场交易价格浮动范围，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。电力现货价格不受上述幅度限制。

国家发改委价格司司长万劲松在新闻发布会上表示，此次改革的核心是真正建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。