1月15日，2013年煤炭产需衔接合同汇总会在海口拉开大幕。业界对本次煤电并轨后的汇总会保持了高度关注。

　　20天前的2012年12月25日，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》(以下简称“指导意见”)称，自2013年起，“取消重点合同，取消电煤价格双轨制”。至此，实施近20年的电煤价格双轨制成为历史。

　　事实上，作为占到我国发电用煤总量近一半的重点合同电煤，其价格机制向市场化接轨的过程漫长而曲折。近年来，在市场煤价高涨的背景下，价格双轨制渐成电煤市场正常发展的羁绊。由于每吨价格时常与市场煤相差一二百元，重点合同煤兑现率不断降低。

　　去年以来煤炭市场价格的疲软，给予了电煤市场化改革的契机。不过，煤电价格并轨前，各方曾展开过多番论战和博弈。而从电煤价格正式“由市场说了算”的半个月看，摸索中的煤电双方就电煤合同的谈判并不顺利。

　　电企称购煤成本将增加

　　《指导意见》中“继续实施并不断完善”的煤电联动机制，被视为是对电力企业的补偿措施。

　　根据《指导意见》，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制；发改委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架；煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格，并鼓励双方签订中长期合同。

　　“对我们来说，这并不是个好消息。”一家国有电力企业的高管称，电煤价格并轨后，原来价格低于市场煤的重点合同煤取消后，短期内看来，电力企业只能承担更多的购煤成本，“而且原来重点合同煤占比越高的企业，增加的成本越大”。此前，曾有发电行业的人士预计，电煤价格并轨实行后，全国火电行业每年将因此增加成本支出200亿—300亿元。

　　《指导意见》指出，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价；同时将电力企业消纳煤价波动的比例调整为10%。在此之前，电力企业消纳煤价的比例为30%。

　　煤炭行业分析师张志斌在接受媒体采访时说，这意味着倘若煤价每吨上涨了100元，10元的涨幅由电力企业自主消化，90元的涨幅可能通过调整上网电价向下游传导，“根本上减轻了煤价上涨对电力企业带来的压力”。

　　“可以说是有利有弊。”煤炭分析师李廷说，在看到消纳煤价的比例调整为10%的同时，也应注意到调整周期由此前的6个月变为一年，而一旦未来煤价突涨，电企的成本就不能够及时转移出去。

　　这两项举措究竟对发电企业产生何种影响，上述国有电力企业高管称，这需要实施一段时间后再进行评判。在他看来，电价调整的前提“电煤价格波动超过5%”，在未来“不太可能发生”。他认为，越来越多的低价进口煤，将对国内煤价起到抑制作用，“煤价以后将不会剧烈波动”。