煤炭行业在经历了一场持续三年多的价格惨跌之后，日子稍微过得顺当点儿，就被电力这个最亲密的“冤家”给杠上了。
3月17日，宁夏七大电企已向宁夏回族自治区经信委上书，称由于煤价大涨，电量下滑，火电企业已处于全面亏损状态，希望能尽快降低煤价。
近日数份落款为“神华宁煤集团运销公司”的书面“温馨提示”在煤炭行业圈内刷屏。这份题为“温馨提示”的提示显得底气十足。在回应宁夏7家大型火电企业要求大幅降低煤炭合同价格的诉求时，“提示”表示：一分也不降，否则从4月1日起将断供。
消息一出，瞬间点爆整个煤炭圈。煤炭界为之叫好，电厂圈则一片抱怨。实际上，煤电之间是一对相互依存的“冤家”，相互之间的拉锯博弈长期存在。不过，业内人士表示，此次矛盾如此激化却实属罕见。
此外，此次矛盾的引爆是全国两会结束刚刚两天，时机点也耐人寻味。有煤炭界人士表示，表面上看，电力行业试图借助政府向煤炭行业施压，实际上，在市场煤计划电的体制下，电力向政府施压倒逼电价上涨的意味更浓。
业内认为，目前煤炭处于供不应求的状态，高价买煤都较为紧张，降价不太现实。煤炭价格是市场价格，目前宁夏4500大卡动力煤320元/吨的价格，如果换算成5500大卡动力煤，并未超过此前煤电企业签署的535元/吨长协价。因此政府没有可能去直接干预煤炭价格。
今年全国两会上李克强总理所作《政府工作报告》已经明确，今年要退出煤炭产能1.5亿吨以上。3月22日，国家发改委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会，再一次明确，坚持市场在资源配置中的决定性作用，更好地发挥政府的组织、协调和推进作用，强化市场化法治化去产能。
种种迹象表明，煤炭去产能依然是政府工作的一大任务，政府直接干预释放部分煤炭产能平抑煤价的可能性微乎其微。
煤电业绩风水轮流转
近日，煤电上市公司陆续发布年报。
3月23日，中煤能源披露2016年度报告，实现营业收入606.32亿元，归属于上市公司股东的净利润20.27亿元，同比增约45.47亿元。
中煤能源业绩实现逆转有赖于煤炭市场形势的改观。根据年报，其煤炭业务板块2016年毛利158.17亿元，较上年上涨19.7%，毛利率33.9%，较上年增长2.5%，在所有板块业务中属最高。
中煤能源在年报中分析道：“2016年，国家深入推进供给侧结构性改革，煤炭市场形势明显改观，煤炭价格气温回升。公司紧跟市场变化，科学有序组织生产经营，积极优化市场布局和产品结构，主动作为，抢抓市场，全年经营业绩扭亏为盈”。
有上述类似表述的还有“中国第一大煤炭上市公司”中国神华，前不久，其因大方派息引来不少关注。据近期披露的2016年年报，中国神华2016年实现归属于公司股东的净利润227.12亿元，较上年上涨40.7%，其中煤炭业务板块毛利率较上年上升4.9%，达到20.9%。
但相较于煤炭行业的欣欣向荣，电力板块却苦不堪言。以中国神华的发电业务板块为例，毛利率较上年下降8.3%，营业成本却同比上升8%，营业收入下降4.4%。
五大发电集团旗下上市公司的情况也大抵如此。除国电电力2016年度业绩快报显示净利润预增外，华能国际2016年报显示，其归属于上市公司股东的净利润同比下降36.06%，华电国际预计2016年年度实现归属于上市公司股东的净利润较上年同期减少47%至57%;大唐发电2016年归属于上市公司股东的净利润为-26.23亿元。
值得注意的是，相较于2013年电企超九成“发大财”、而煤企净利润同比却大幅下降的情况，煤电企业双方的境地可谓是“风水轮流转”。
随着2013年～2016年初煤价持续走低，发改委连续4次下调上网电价，其中两次(2015年4月20日和2016年1月1日)还相应下调了工商业销售电价，通过这样的措施，降低了发电企业的利润增速，并向中小微企业让出一部分利，减轻了它们的负担。
3月7日，宁夏境内7家火力发电企业联名向自治区经信委提交报告，反映自身经营困难。报告称，2016年以来，神华宁煤集团区内煤炭出矿合同价由200元/吨，先后多次涨价至目前的320元/吨，并且带动了区内周边市场煤价上涨。
根据国家统计局的数据，2016年，电力、热力生产和供应业的利润总额下降了17.5%，煤炭开采和洗选业则增长了223.6%。而在2013年，则是截然相反的境况，由于煤价下跌，煤炭开采和洗选业的利润总额下降了33.7%，而电力、热力生产和供应业由于成本下降，利润总额增长了44%。
从统计局公布的数据看出，发电企业的叫苦也是情有可原的。据中国矿业报记者了解，按照目前的火电上网电价，火电企业确实处于亏损状态。不过考虑到前两年火电企业利润较好，目前电力行业尚未出现大面积亏损的严重局面。
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宁夏煤电矛盾的特殊性
宁夏做为一个西北传统富煤省份，之前一直是煤炭调出省，为何在东南沿海市场都尚未出现明显的煤电矛盾的情况下，而发生这样的事情，的确有其特殊性。
据了解，宁夏地区煤企以神华宁煤为首，2016年全年，宁夏地区共产原煤6728.4万吨，而神华宁夏去年产量在6000万吨以上水平，可以说神华宁夏在当地市场占有绝对领导地位，其话语权和其他省份的重点煤企对比，优势更加明显。
多数电厂都是宁东能源化工基地的配套设施，不少电厂建设初期都是按照宁东矿井煤炭指标设计的。而外煤调入宁夏，面临运输等方面的困难，铁路属兰州局管辖，外调煤可能牵扯跨局运输，量跟不上，汽车又受超载等方面限制，加上省内对外调煤也不持鼓励态度，所以当地电厂还是选择采购宁煤的煤为主，这样宁煤在当地的议价能力超强。
宁煤集团的煤制油项目去年开始投产后，每年消耗煤炭近2000万吨左右，而其整体产能并未增加的情况下，造成当前煤炭资源供应进一步趋紧，即使部分电厂补采购，宁煤也完全有能力通过其煤化工项目将其消化，而且其二期煤制油计划2018年6月申报核准，煤化工这块对煤炭的需求能力进一步加大，这为煤企在谈判桌上增添了更多的筹码。可以说宁夏地区出现的本次事件，应该是必然中的偶然。
另外值得关注的就是西北地区目前有大量的新型煤化工项目已经投产或即将投产，还有大量跑马圈地准备上马的，这些项目集中在陕西、内蒙古等西北富煤省份。
据统计，截至2017年3月，中国煤制油(不含MTG类型，下同)装置运行总能力为703万吨/年。山西潞安煤制油一期180万吨/年项目计划于2017年7月份投产，令外伊泰杭锦旗120万吨/年精细化学品项目2017年6月计划投料试车，2017年中国煤制油装置运行总能力将达到1003万吨/年。按照4比1左右的出油比，仅煤制油项目耗煤就将达到4000万吨左右水平。另外“十三五”期间，还将有多套煤制油项目将落成，届时中国煤制油运行总装置能力将达到3175万吨/年，其中多数项目在西北地区，届时煤炭需求将超过亿吨水平。
除了煤制油以外，西北地区还有大量的煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇已建和在建项目，其都有煤耗量巨大的特点，未来对整个西北地区的煤炭消耗量将是非常巨大的。当前通过资源优势，将煤炭就地转化，相比附加值很低的单纯煤炭买卖，这样可以提高产值和利用率，无疑是大趋势。
同样，这些原本富煤的省份，一方面要满足自身的煤化工巨量需求，还要保证庞大的中东部煤炭的需求，市场整体供需格局有可能会出现较大变化，甚至在煤炭产能不明显释放的情况下，类似本次宁夏煤电矛盾突出的问题可能会在其他西北省份上出现。
煤电根本矛盾不在煤价
随着煤炭价格的大幅反弹，数年来一直为火电企业乐享的低煤价红利走向终结。这种颠覆性的结果，一时是很难让人适应的。
成本上升与产能过剩压力悬顶，近年来被隐匿的“煤电顶牛”矛盾再度彰显，尤其是电企发声动作不断。无论是“两会”期间向发改委请愿，还是日前向地方政府联合上书，这一连串动作表明，煤电矛盾出现升级特征。
实际上，煤电矛盾是一个老生常谈的问题，在市场煤计划电的体制下，煤价去年一年基本翻倍，年前虽有一定回落，但是年后又再次拉涨，尤其是港口市场煤价格，已经接近700元/吨的关口，而上网电价一直没有调整。而电力行业目前也面临不小产能过剩压力，很难有办法通过其他途径转移压力，所以这种矛盾很难在根本上解决。
暂时来看，电力体制改革进展有限，主要还是通过政府疏导为主，一方面是要求重点煤企和重点电厂用低于市场价的价格签订长协煤，保证重点电厂的利润，维持其发电积极性。另外各地方政府，在电煤供应偏紧，价格过高的情况下，也相继出台保电煤政策，部分还有指导价和省内重点价等手段，要求省内煤企让利于电厂，稳定电力供应。
专家表示，“煤电顶牛”的背后，是利益之争，更是上游供应商与下游使用者之间的博弈。在解决上下游之争的过程中，市场力量一直在发挥作用。例如，不少大型电企与煤炭企业都签署有“长协煤”协议，但由于涉及煤炭总量在整个市场中占比较低，对于整个煤电市场影响有限。同时，政府这只“看不见的手”也一直在进行协调和干预。
有业内人士透露，由于中国煤炭用量大，且煤质变化快，类似有色金属的收储政策并不适宜煤炭行业;相对来说，此前出台的煤电联动政策在解决“煤电顶牛”方面曾发挥了积极作用，但由于受到诸多因素的影响，作为一项旨在反映市场变动、弥补市场不足的经济政策，该政策也存在联动不及时和联动幅度不到位等不足。
可以肯定的是，在没有“釜底抽薪”式举措出台之前，煤电顶牛现象还将长期存在，双方的僵持状态仍将持续。从根源来说，煤电之间矛盾的深层次原因仍应从“市场煤”与“计划电”之间找寻。虽然我国的电力体制改革先于煤炭，但煤炭要先于电力行业实行了市场化定价。
不过，电力体制改革绝对不是简单的上调电价。电价调整事关民生大计和各行各业等方方面面，牵一发而动全身。
要从根本上解决绵亘多年的“煤电顶牛”问题，一方面，需要电力企业抓住每一次调整结构的时机，提高效率，淘汰落后，降低能耗，增强自身消耗一次能源价格上涨的因素，以提高自己的市场竞争力;另一方面，也需要政府继续推进电力体制改革，扫清煤炭和电力行业内外部的一系列体制性障碍。
原标题：煤电操戈，化解长效机制尚付阙如
