临近年关，煤电谈判再次吸引各方眼球，作为缓解煤电矛盾的长协再次成为主角。

　　12月5日，2019年度全国煤炭交易会召开，11家煤炭企业与19家用户企业签订了煤炭中长期合同。另据报道，近日，中煤集团与7家发电企业签订长达5年的中长期煤炭供需战略合作协议，未来5年供应1.8亿吨煤炭。

　　11月30日，国家发改委发布《关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》(下称《通知》)称，及早签订数量相对固定、价格机制明确的中长期合同，鼓励支持更多签订2年及以上量价齐全的中长期合同。

　　在缓解煤电矛盾的过程中，煤电长协因灵活性被更多使用。中国电力企业联合会信息部主任薛静在接受记者采访时表示，最近两年煤炭供应偏紧，煤炭日子比较好过，接下来也存在供应偏松的可能性，中长期协议利用更长的时间来稳定煤电双方。

　　中煤带头签订更长周期协议

　　作为大型煤企，中煤以身作则，将煤电中长期协议期限拉长至5年。

　　上述报道指出，中煤集团近日与浙能集团、粤电集团、江苏国信集团、利港电力、鄂州发电、深圳能源和绿地能源等7家发电企业签署5年中长期煤炭供需战略合作协议。

　　根据协议，中煤集团将在2019至2023年间，向上述7家重点用户供应煤炭1.8亿吨。其中下水煤长协价格以535元每吨为基准按月调整。

　　而在11月16日，中煤集团已经与中国华能、中国大唐、中国华电、国家电力投资集团、华润电力、国投电力等6家电力央企签订中长期煤炭供需战略合作协议。根据协议，中煤集团将在2019至2023年间，向上述6家电力企业供应煤炭5亿多吨。

　　对此，研究院总监在接受记者采访时表示：“中长期合同的主要目的无非就是保供、稳价。”

　　上述《通知》也指出，在今年电煤需求大幅增加，市场煤价出现波动的形势下，中长期合同对稳定供需关系和煤炭价格发挥了重要的“压舱石”作用，并得到了产运需企业和社会各方的高度认可。

　　《通知》还进一步要求，中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，且不能低于上年水平。

　　“但就目前而言，煤电之间的产业结构还是不对称的，长协在电力企业的消费占比里并没有达到所谓的75%，一些沿海电厂综合占比应该在40%左右，这里面还有一半是月度长协。”表示。

　　此外，据媒体公开报道，神华下调了12月的长协价格，其中5500大卡月度长协价为631元/吨，环比下降10元/吨，年度长协价为555元/吨，环比下降2元/吨。与此同时，进入12月，动力煤价格上涨乏力，最新一期(11月28日至12月4日)的环渤海动力煤价格指数报收于571元/吨，环比持平。

　　东兴证券分析师郑闵钢分析：“近期港口煤价反弹一方面受高价成本的支撑，贸易商挺价意识增强，另一方面因进口煤限制政策严格执行，导致下游用户开始转向国内市场；虽然高价煤询货有所增加，但实际成交寥寥，市场均以观望为主；下游方面，各环节库存高企，采购受限；近期受冷空气频繁活动影响，气温下降，沿海六大电日耗持续回升至56万吨左右，但库存再创新高，达1787万吨，可用天数始终维持在30天以上。”

　　“下游电厂有意放缓采购节奏，打压煤价，为双方中长期价格谈判增加筹码。”郑闵钢说。

　　中国煤炭工业协会党委书记、副会长兼秘书长梁嘉琨在煤炭交易会上表示，认真做好2019年的煤炭交易和产运需衔接工作，促进煤炭供需高质量动态平衡、保障全国煤炭安全稳定供应。“坚持煤炭中长期合同制度和‘基础价+浮动价’定价机制，构建新型战略合作伙伴关系。”梁嘉琨说。

　　煤电矛盾如何根治？

　　煤电矛盾由来已久，此轮矛盾可以从6年前开始回溯。2012年国内煤炭产能过剩，当年下半年煤炭价格腰斩，从最高的800多元/吨降至400元/吨，对于电企而言，煤炭成本降低，经营状况接连3年保持增长，2015年发电集团纷纷创下2002年以来历史最佳业绩。

　　而这种情况在2016年出现反转。随着煤炭去产能步入深水，煤炭产量得到有效控制，煤炭开始出现供不应求，煤价触底后反弹，发电企业用煤成本大幅上升。

　　“煤电的本质矛盾还是供求，供求矛盾决定价格矛盾的走向，煤炭去产能肯定是这波煤电矛盾的主要原因，”进一步表示，“但去产能是必须要进行的，当煤炭整个行业都在连续亏损，负债极高的情况下，金融去杠杆宏观动作，可能导致的是金融的系统性风险，供给侧改革从大宏观的角度，是为了防止行业的系统性风险。”

　　薛静分析，当时认为电力需求增速不高，煤电应该去产能，但中国的工业化还没有彻底完成，中国的能源转型、电气化再次带动电力需求的新一轮增长，目前看还要依赖煤炭支撑，如果煤炭要降低很多，可能会出现问题。

　　薛静还表示，过去两年煤炭去产能过程中，去掉产能过多，尽管此后做了调整，强调去掉落后产能，释放先进产能，但煤炭供应仍偏紧，导致煤价上涨并长期处于高位，造成煤电矛盾。

　　事实上，2016年，因煤炭成本上升，发电企业利润砍断，而到2017年甚至出现电力企业全行业亏损的局面。

　　为熨平煤电“跷跷板”效应，除了煤电长协，煤电联营也频被提及。继2016年发布《关于煤电联营的指导意见》后，今年9月，国家发改委、国家能源局发布《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》指出，鼓励煤炭企业建设坑口电厂、发电企业建设煤矿，特别鼓励煤炭和发电企业投资建设煤电一体化项目，以及煤炭和发电企业相互参股、换股等多种形式发展煤电联营。同等条件下，优先支持煤炭和发电企业相互持股比例超过30%的项目。

　　而煤电联营在执行中并不容易。“国家能投的建立是煤电联营的一个体现，对缓解煤电矛盾提升企业运行具有重要意义，”薛静告诉记者，“坑口电厂能够与煤矿联营起来更为重要，许多建立在煤矿附近的坑口电厂还未建成，附近的煤矿就关停了，或者坑口电厂附近的煤矿为了高价将煤炭绕过坑口电厂输送到市场上，而坑口电厂只能从市场上高价买煤，但坑口电厂批复之初因临近煤矿，成本中不包括煤炭运输成本，上网电价非常低，从而导致坑口电亏损更为严重，所以煤电联营过程中要让煤电上下游联动起来，减少中间环节的摩擦。”

　　“将煤电两者放在一个篮子中也存在一荣俱荣、一损俱损的风险，煤电联营主要是为了保障能源安全，因此煤电联营应该集中在大型企业来进行，按照国家政策来进行。”薛静强调。

　　“煤电关系目前还比较难以看透，并不好判断未来是煤炭更为过剩，还是电力更为过剩，最近两年煤炭供应偏紧，煤炭日子比较好过，接下来也存在供应偏松的可能性，中长期协议利用更长的时间来稳定煤电双方。”薛静坦言，目前电力行业发展还需要煤炭，不能让煤炭“死”，用长协的方式将两者捆绑向前发展。

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