解居臣：电煤改革发展四十年历史进程回顾
2018-09-27 09:51 [名家访谈] 来源于：中国电力网 作者：解居臣
导读：我国实施改革开放政策四十年来，国民经济摆脱了僵化的计划经济体制束缚和桎梏，焕发出前所未有的活力，工农业生产快速增长，社会经济稳步发展，这在电力工业发展过程中表现的尤为突出。我在电力行业工作40余年，正好和国家改革开放40年同步和交集。所以对大
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我国实施改革开放政策四十年来，国民经济摆脱了僵化的计划经济体制束缚和桎梏，焕发出前所未有的活力，工农业生产快速增长，社会经济稳步发展，这在电力工业发展过程中表现的尤为突出。我在电力行业工作40余年，正好和国家改革开放40年同步和交集。所以对大部分时间从事的电力燃料供应和管理工作体会尤其深刻，下面做一简要的梳理和回顾。
一、我国煤炭市场化进程和电力燃料的发展概况
四十年来，我国电力工业的发展经历了规模从小到大，速度由慢而快的发展进程。改革开放初期我国电力设备装机总量不足1亿千瓦，1995年达2亿千瓦，2000年装机突破3亿千瓦，尤其是2003年电力体制改革后电力装机容量出现年两位数的高速增长，到2017年已达17亿千瓦；我国煤炭产量也实现了稳定快速增长，从1978年改革开放之初的6.2亿吨，到2017年已达36-37亿吨；电煤需求在2003年后也以每年1-1.5亿吨的幅度在增加，全国煤炭产量的一半以上用于发电。由于我国煤炭资源、运输条件、区域差别等因素影响，改革进程中煤炭市场价格的变化起伏、矛盾的频繁凸显和转化成为常态，长期积累在煤电两大行业间的供需矛盾则成为发展中绕不开躲不过的坎。正所谓“三十年河东，三十年河西”，电煤供应紧缺时造成电力生产的剧烈波动；而电煤过剩时又因电力市场疲软、需求不足导致库存居高不下，使广大电煤企业在煤电长期积累的矛盾夹缝中饱受诟病。除电煤资源供需矛盾外，电煤价格争议，质量纠纷也贯穿在改革发展的始终。我国煤炭价格市场化进程大致经历了四个阶段，期间矛盾关系有所不同，深层问题逐步显现。
第一个阶段（1982年之前）。我国在改革开放之前，各项物资供应紧缺匮乏，尤其是煤、电、油等能源供应成为经济发展中的瓶颈。实际上从建国初期到改革开放前期，对生产资料一直实行计划分配，煤炭供应在这个时期总体为计划经济模式。其基本特征是煤炭资源、铁路运力均采取指令性计划的方式下达，国家统一分配和调拨的煤炭占全国煤炭生产、消费总量的绝对比重很高；煤炭价格由国家控制，由原来的煤炭工业部和国家物价局对煤炭价格实行政府定价，实施低价政策，由此带来的煤炭企业亏损由财政全额补贴。例如：改革开放初期的1979年吨煤成本17.80元，平均售价25.20元，到1983年调整为33.73元/吨，相应吨煤成本则上升为29.33元。这一时期，煤炭供需的主体基本是单一的国有企业，由于煤炭产量和铁路运力严重短缺，国家采取统一分配和调拨的方式由国家计委和物资部每年组织分配会，落实年度供应计划和下年一季度的预安排计划。这在改革开放初期对保证国民经济稳定发展起到了不可替代的作用。
第二个阶段（1983年—1992年）。随着改革开放进程的逐步深化，在继续坚持煤炭由国家计划分配为主的前提下，增加了市场调节的成分。1983年开始，国家逐步缩小了指令性分配计划，地方煤矿产量除少量纳入统一分配外，大部分进入市场调节。1987年又增加了指导性计划形式，煤炭价格在以国家计划价格为主导形式的前提下，对超核定能力、超计划生产的煤炭实行了加价、议价政策。而对电价采取了燃运加价政策，每年由国家物价局和各省物价局会同电力企业测算煤炭及运输价格的涨价情况并分地区、分电网实行电力价格相应调整。此外还通过电力加价筹集电力建设专项基金，如每度电征收2分钱用于地方电力建设和0.4-0.7分钱用于三峡工程建设基金。这一时期，煤炭生产和消费主体的所有制结构发生了很大变化，国家采取一系列政策措施，加快能源和交通建设，为实行计划分配为主、市场调节为辅的“双轨制”创造了条件，实现了市场化改革的起步。
这期间由国家计委每年组织召开全国的煤炭订货会，下达指令性分配计划并安排落实指导性计划，签订相应煤炭合同。会议规模控制在一定范围内，由于配套实行了燃运加价政策，煤电双方互为需求，虽为合同数量、铁路运力的分配落实而出现争议，但国家的协调力度较大，订货会基本上都能圆满结束。订货会以及后期合同执行中友好、协商成为煤电双方合作的主旋律。
第三个阶段（1993年—2004年）。国家计划统一分配占的比重越来越小，市场调节的比重进一步加大。1993年，煤炭价格逐步放开，由供需双方协商，但对列入重点计划的电煤，国家采取了政府指导价的形式。而在计划外电煤以及其他行业用煤的煤炭价格实行市场价。煤炭价格放开后，煤、电企业价格关系尚未理顺，“燃运加价”政策取消后煤电价格联动没有走上轨道，导致煤、电企业之间在质量和价格问题上经常发生纠纷。为避免电煤价格矛盾激化，1996年初国家计委对发电用煤实行国家指导价格，规定在上年实际结算价格基础上，发电用煤出厂价格最高提价额度全国平均每吨8元，97年又提出吨煤提价12元的方案。2000年国家开始实行重点订货，参加的范围限于重点煤矿和电力、冶金、化肥、建材、城市煤气等八个重点用煤行业，其他均由供需双方自主交易。煤炭市场改革过程中资源紧缺的时间多于宽松时间，煤炭成为紧缺物资，所以会议规模越开越大，成为全国参加人数最多、时间最长的马拉松会议。
由于煤炭与电力价格形成机制不同，每年召开的全国煤炭订货会上电煤价格都成为焦点。连续几年的提价，国家计划内煤价一路飙升，而市场煤价却随着供需矛盾而波动。以大同煤矿为例，98年底出矿价达到162元/吨，而此时受国民经济调整影响，煤炭需求增长仅达到3.5%，市场煤价跌到110元/吨，双轨制第一次出现了倒挂现象。以后三年的订货会，计划内电煤成了香饽饽，由于用煤企业选择了少定计划内电煤改为大量订购市场煤现象，使每年的订货会因计划落实不了而延期。
国家电力体制改革后，各发电集团还未健全燃料管理体制，电力用煤的订货仍延续国家电力公司时期的做法，统一组织计划的落实并汇总电煤订货数量，期间电力企业仍是一体化运作机制，对价格的上涨实施了抱团战略，及时反映电力企业的困难，统一政策，统一行动，集体统一谈判抵制煤炭价格的大幅上涨，维护了电力企业的整体利益，电煤涨价的幅度一直处在可控制范围内。
由于市场供求变化频繁，特别是2002年年底以来的频繁大幅涨价，导致发电企业发电成本剧增，经济效益每况愈下，火电企业几乎全面亏损，煤电企业之间的利益矛盾也逐步升级、激化。为此，国家出台了一系列针对电煤价格的宏观调控政策，以缓解煤电价格矛盾。
一是2003年的煤电价格矛盾疏导。2003年长沙煤炭订货会上，由于煤电双方对煤炭价格上涨未达成一致意见，电煤订货合同未能落实。2003年7月，国家发改委在青岛召开了补签电煤合同会议。同时为解决发电成本增长压力，国家发改委研究制定了全国电价上涨4厘/千瓦时的措施。
2003年12月，国家发改委以内部明电形式下发了《关于调整电价的通知》。文中明确：适当提高燃煤机组上网电价。将全国省级及以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱（含税），销价0.8分用以解决2003年、2004年煤炭价格上涨及铁路运费上调对发电成本增支的影响。同时相应调整电网销售电价。
二是2004年的煤电价格矛盾疏导。2004年4月，国家发改委下发了《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》。2004年6月，国家发改委对电网销售电价和上网电价进行了调整。其中销售电价涨2.2分，上网电价调整1.2分，其中因煤价上涨 0.8分。
2004年6月，国务院办公厅以国办发47号文下发了《关于做好电力迎峰度夏工作的通知》。文中明确：电价调整后，电煤价格不分重点合同内外，均由供需双方协商确定。同时明确尽快建立煤电价格联动机制。8月，国家发改委即以特急内部明电下发了《关于对部分地区电煤价格实行临时性干预措施的通知》，文中明确：决定对河南、安徽、山东、山西、陕西5个煤炭主产省电煤销售价格实行临时性干预措施，上述地区以5月底电煤实际结算车板价为基础，在不超过±8%的幅度内，由煤炭企业和电力企业协商确定价格。此通知有效抑制了正在酝酿的新的电煤涨价意向。
第四个阶段，（2005年至今）。全国煤炭订货会改为全国煤炭产运需衔接会，数量由供需双方在煤、电、运三方共同制定的衔接框架方案内自主衔接，价格也由供需双方自主协商。国家发改委加大了对煤炭订货体制和机制的改革力度，加快了改革步伐。2005年，实现了三个突破：（一）发挥市场配置资源的基础性作用，鼓励企业自主衔接，依法签定合同；（二）政府通过发布衔接原则和框架方案，指导产运需衔接，不再直接对企业分配资源；（三）在铁路运力偏紧的情况下，运力配置效率优先与保障重点相结合。由于铁路运力的改善，原由企业自行签订的无运力保证的“白合同”煤炭也转为有运力的“绿合同”，订货数量大大突破原衔接框架方案。
2006年，实施了“三项措施”：（一）在政府控制条件下，取消电煤价格临时干预措施，由企业自主协商定价；（二）铁路重点运力不再翻版，根据上年实际完成情况和新增生产能力予以调整；（三）运力配置向诚实守信、依法合规生产经营、合同兑现率高的企业以及中长期、大宗合同倾斜。
2007年，继续推进“三个深化”：（一）彻底取消延续50多年的由政府组织产运需企业召开订货会的做法；（二）进一步引入竞争机制，凡符合国家产业政策的企业，不分所有制、不分隶属关系，均可以自主参加衔接；（三）在坚持供需双方企业根据市场供求关系协商定价的基础上，明确了以质论价、优质优价、同质同价的原则。
2008年，在巩固前几年改革的基础上，继续朝着建立完善统一开放竞争有序的现代煤炭市场体系方向推进。一是深化垄断行业改革，引入竞争机制。在煤炭资源和运力的配置上，妥善处理公平竞争与保障重点的关系，二是继续推进煤炭价格市场化改革。
应该说电煤市场化是必然的发展趋势，国家已经完全放开对于电煤价格的控制，但在目前电价市场化改革未到位情况下，电力企业被置于不公正的市场位置，而在订货主体方面，五大集团已建立了自己的燃料管理机构，在煤炭订货会上由各发电企业自行和煤炭企业对接，一个拳头变成了五个手指，而煤炭市场和运力市场则一直处于在偏紧的状态，面对供应量不足、品种不对路，缺乏对电煤的选择权，往往是被动地接受，在煤价上涨时丧失了话语权，协商定价成为空话，煤价在放开后象一匹脱了缰的野马涨个不停，最高时每年涨50--100元不等，2008年曾出现吨煤超800元甚至个别达到1000元的极端情况，煤电之间的矛盾呈愈演愈烈之势，电力企业受到电价管制和煤价的双重压力出现巨额亏损。
针对煤炭市场化过程中价格的剧烈波动情况，有关部门经过多次反复调研，摸底监测，2004年12月国家发改委以发改价格[2004]2909号文下发了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》。明确了上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，电价联动周期原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价。
2005年4月国家发改委先后下发通知：自5月1日起启动煤电联动方案，销价上调2.52分/千瓦时，上网电价上调2.32分/千瓦时，煤电联动1.28分/千瓦时。
2006年的济南订货会使煤电矛盾再度升温，并由于矛盾无法弥合而使定货会无果而终，之后在长达四个月时间里，煤电之间就电煤价格进行了艰难的拉锯战。在国家有关部门的协调下，四月份电煤合同陆续签订。为疏导电价矛盾，经国务院批准，国家发展改革委6月28日下发特急文件调整电价，全国上网电价平均上调11.74元／千千瓦时，销售电价平均提高24.94元／千千瓦时，发电调整项目包括：全国平均煤（运）电联动销售电价提高9.79厘／千瓦时；脱硫项目专项加价全国平均调整电价2.4厘／千瓦时；新投产机组标杆上网电价按煤（运）电联动同步调整。
煤电价格联动涉及多方面利益关系，特别是在煤电运相对紧张形势下，更是多方关注的焦点，煤电联动政策的出台充分体现了国家对国民经济运行中煤电油运行工作的高度重视。从长远看，国家将在坚持放开煤价的基础上，对电力价格实行竞价上网，建立市场化的煤电价格实时联动机制。在过渡期间，实施煤电价格联动政策，将有助于积极稳妥地推进电力市场建设，建立灵活的、能够及时反映煤价变化的电价调整机制，促进电力体制改革、电力事业发展和市场经济的逐步完善。
但07年以来CPI的大幅度上涨以及国民经济中出现过热势头，中央强调防止经济过热、防止通货膨胀，对于煤电联动政策也出现了一些争论。使这项政策的落实工作悬于停顿之中。
二、煤炭市场化进程中存在的问题
1、煤炭资源和铁路运力阶段性不足，品种性短缺和地区间不平衡是造成多次电煤紧张的主要原因。
从原煤生产和铁路运煤增长情况来看与电煤供应的变化是非常一致的。我国煤炭多年来保持持续稳定增长，但与我国经济快速发展，与电力、钢铁、有色、建材的产量增幅相比一定时期出现总体上的供不应求。例如2005-2008年煤炭产量增长率分别为7.87%、8.1%、8.21%、7.63%，远低于我国GDP和工业生产两位数的增长幅度。
我国的煤炭资源集中分布在山西、陕西、蒙西等三西地区，而我国经济发达省份和负荷中心多集中在华东、中南地区，西煤东运、北煤南运是我国煤炭运输格局的主要特点。近年来铁路煤炭运力增长主要集中在大秦、侯月线等西煤东运主干线上，而依靠铁路直达运输的华中地区调入煤炭受限，在调剂丰枯矛盾、迎峰度夏和遇到自然灾害时往往出现地区性、时段性紧张。例如2004年华东地区煤炭供不应求和2008年南方冰雪灾害时，都因电煤供应紧张造成3000万千瓦的机组停备。
重点合同量不足，新机用煤很难保证。一些年来电煤的重点合同虽有增加，但同新机投产量和电煤需求量增长相比，重点合同比例在连年下降，以2008年为例，重点订货量为5.85亿吨，占全国直供电厂需煤量的60%左右，比03年订货比例低了20个百分点。因价格、运力等因素影响，部分电煤合同计划兑现率处于较低水平，也进一步加大了重点供应量的不足。
受我国煤炭赋存条件所限，我国的优质动力煤资源比较短缺，随着多年的开采和消费，出现优质煤、个别煤种资源枯竭，无替代资源接续现象，发电企业很难按设计煤种采购到合适的燃料。
2、电煤价格矛盾突出
自03年放开煤价以来电煤价格出现大幅度的上涨，据统计2004-2008年全口径电煤到厂综合价从268.45元上涨为476.18元，上涨幅度为77%；其中国家重点订货合同价格从267.17元上涨为482.22元，上涨幅度为80%；而同期相比因煤而调整的电价只上升了3.06分，加上电网公司让利的2分钱仅为5.06分，可消化煤价上涨因素100元左右，为此，2008年全年仅五大电力集团就亏损326亿元，其中主业（火电）亏损超过400亿元。鉴于电力企业亏损严重、经营困难等因素，2009年度的煤炭产运需衔接时，煤炭与电力企业双方因价格分歧过大而未达成协议，使电煤供应在总体平衡中产生许多不确定性，也加深了煤电企业之间的隔阂和壁垒，加剧了原本就有的矛盾。
3、煤质下降的影响巨大
近几年优质煤资源短缺，供应更为紧张，电煤质量普遍下降。电力企业受市场影响，供煤渠道增多，尤其在供应紧张情况下往往是饥不择食，也导致市场煤质低下、以次充好现象增多。2003年全国电煤平均发热量为4950打卡，而2008年仅为4410大卡，下降了540大卡左右，降幅13%。
煤质下降一是相当于隐形涨价，二是降低了铁路运输效率，三是影响发电企业的安全生产和节能降耗，导致燃烧不稳、效率降低、磨损严重、事故增加、环保超标等一系列不良后果。
三、完善煤炭市场化改革的粗浅拙见
改革开放以来，尤其从“十一五”开始我国经济和电力工业实现了平稳快速发展，年均投产新机超过1亿千瓦，2017年底煤电装机10.2亿千瓦，电煤消费量超过20亿吨。从发电生产能力分析，电力供需处于总体平衡局部地区供大于求的状态，但受一次能源和运力的约束，各区域存在一定的差异，如果电煤供应得不到满足，部分区域电网仍会出现供应紧张的情况。近几年电煤供应紧张状况时隐时现，电煤矛盾时而加剧就说明了这一点。
我国电力发展，尤其是燃煤电站建设发展还有很长的路要走，发电耗用煤量在可预见的将来仍呈连续缓慢上升态势。如何保证电煤的稳定、有序供应是摆在我们面前和将来重大而艰巨的任务，需要认真贯彻落实国家有关能源政策，在现阶段我国经济由数量上的增长转变为高质量发展，需要认真探索研究经济新常态下电力燃料供应的新途径、新方法。努力创造一个公平、公正、良性互动的和谐电煤供应环境。为此我认为：
1、综合考虑煤电油运各种因素，做好能源总体规划，统筹解决电煤供应的结构性问题。
一是要依据电力生产建设发展规划和结构调整需要，分析预测电煤需求，根据煤炭资源结构变化趋势，尤其是近几年国家实施的煤炭去产能计划，优化配置新、老机组发电用煤资源结构，稳定供应主渠道。
二是应根据煤炭资源及需求地区性、结构性特点，优化电煤铁路、港航运输流向，建立健全能源综合运输调配体系，提高相关部门能源跨区调配能力，增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力。
三是加强国家对煤炭资源和电煤供应的调控力度。配合国家的煤炭去产能规划，煤炭行业要向技术水平高、安全设施好、环保措施配套和高产能方向发展，加快大型煤炭基地建设的进程，以提高煤炭生产的集中度和规模化，支持国有大矿发挥煤炭企业技术、装备、管理和人才优势，兼并改造小煤矿，以尽快增加煤炭供应的保障度。国家发改委在新形势下，加强了对电煤稳定供应的调控，多次召开会议要求国有大型煤炭企业加大供应力度，提高长协煤所占的比例和兑现率，确定长协煤的价格，这对保证重点电煤供应、维护电力企业的合法权益事关重要，其中关键是提高执行力，要不折不扣的落实。
四是适时建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，从宏观制度层面，构建煤炭储备体系，以应对诸如华中地区由于铁路运输瓶颈和气候影响问题突出而经常出现的电煤频繁告急的状况。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场异常波动，防止过度投机行为。
2、尽快疏导煤电价格矛盾
在现有体制机制下，煤电价格矛盾是当前我国煤电发展最突出的矛盾，在宏观经济形势尤其是物价趋于稳定后，应首先解决长期积累的煤电价格矛盾，健全煤、电价格形成机制。
一是在解决煤电价格矛盾时，既要确立煤价和电价合理的市场关系，也要对电价、煤价的形成机制进行改革。在按照社会平均成本核算的前提下，制定煤炭和电力合理的比价关系。
从“供求关系决定价格”的市场规律来讲，在电煤资源紧缺的情况下，电煤价格上涨无疑是必然趋势。但是如果放任电煤价格无序上涨，将全盘动摇国家以发电企业过去数年的平均成本确定上网标杆电价的机制，严重影响电煤供应的稳定，出现亏损欠贷和资金链断裂的恶性循环。虽然市场对资源的配置是通过价格波动的形式来实现的，但单纯的市场机制具有自发性、事后性和微观性，在我国目前煤炭市场机制还未完全形成，资源处于有限度的平衡时，煤炭企业以供求关系决定价格，自主经营追求利润的自发性和微观性行为必然会导致单一市场调节，对于社会生产也就意味着“无政府状态”。我们在市场中看到，当前电煤一口价现象彻底改变了过去十几年的热值定价的基本办法，致使电力企业完全丧失了对价格的商议权和维护自身合法权益的能力。我认为煤炭产品应结合我国具体的经济环境和特点渐进式开放，逐步走向市场化，特别是对于下游市场而言，在电煤价格走向市场化的同时应系统配套出台电价市场化政策，两个市场同步改革将会减少煤电矛盾发生的机率。
二是要形成规范的煤电联动机，对电价实行有效的价格监管和适时调整。煤电价格联动涉及多方面的利益关系，随着市场经济的逐步确立，电价形成最终要走向市场化，煤电价格联动只是目前的过渡之策，但在目前我国能源现状和电力体制改革进程中，这项政策的实行具有重要现实意义。实施煤电价格联动，将有助于积极稳妥地推进电力市场建设，建立灵活的、能够及时反映煤价变化的电价调整机制，在促进电力体制改革的同时，也有助于煤炭上下游市场的协调发展。
三是加强电煤价格与电厂电煤供耗存状况的统计监测和预警，通过价格信息网络及时发布，为供需双方提供参考依据，引导生产和消費。
在不能实行煤电联动的情况下，政府应行使价格干预权，对电煤价格过快上涨实施价格干预措施。
3、改革、完善电煤年度产运需衔接制度
多环节、大批量的电煤供应，年度订货衔接工作必不可少。政府有关部门在这项工作中具有不可或缺的地位和作用。由于电煤供应的特殊性（量大、持续、社会性），和国家仍将对电价实施监管等原因，国家在放开煤炭市场的同时也更要加强调控和监管。在深入改革的情况下一是应强调要求企业订立中长期合同。电煤供应中，电厂、煤矿之间的供需关系具有相对固定性，具备订立中长期合同条件，建议可将原重点合同和区域电煤供需合同直接转换为电煤中长期合同。
二是要强调落实新机用煤资源、运力的配置及相关价格政策。由于资源运力紧张，在近几年电煤衔接中新机订货量存在较大缺口，价格基本上是市场价，而电价则实行标杆电价。所以新机投产后全部亏损，完全体现不出其高效、低耗的经济性。
三是针对运输瓶颈制约问题，政府要加强对认铁路运输的监管力度。电煤供、运、需三方订立具有法律效力的合同，多开直达列车，增开万吨大列。同时政府加强对铁路月度运输计划编制和实施的监管，确保合同兑现。
4、培育和发展我国煤炭市场体系
根据国际国内煤炭交易活动的分析，结合我国特有的煤炭产供销现状，我认为我国煤炭市场应有序地进行培育和发展。
我国煤炭市场建设的战略目标应当是在开放、竞争、统一与有效监管的体制环境下，以形成充分高效的煤炭市场为出发点，通过对市场主体的再造、市场价格体制机制的改革、市场秩序的规范与监管、市场行为的规制与引导等措施，建立以主要煤炭生产企业和电力企业集团直接谈判定价、中长期合同为主导，分品种、分区域、有层次、相互竞争、有形市场和虚拟市场并存的现代煤炭市场体系，为市场配置资源和定价、安全经济供应煤炭提供保障，为构筑未来我国统一能源市场打下基础。实现这个目标要分两步走。
第一阶段，即运能和煤炭资源、品种不能充分满足需求。要做好以下工作：一是调整煤炭生产和销售结构，扩大优质煤炭资源的生产，增加供给，改善煤炭供需关系，满足国民经济高质量发展对煤炭的需求。二是通过有效的市场监管和宏观调控，防止煤炭市场垄断势力的强化，同时防止煤炭价格和煤炭市场发生大的波动从而引起一连串的经济与社会问题。三是在政府宏观调控指导下，组织好全国的产运需衔接活动和本省区内的产运需衔接，突出骨干电力企业集团和煤炭生产企业的主体地位。四是以市场导向为主，政府协助为辅，有序建立区域性和集散地、港口的煤炭交易场所，为不同层次的煤炭生产企业和用户提供交易平台。五是在已开发运行的煤、电及环渤海电煤指数的基础上，建立健全全国统一的动力煤价格指数体系，以引导和指导煤炭生产和消费企业的生产经营活动，促进煤炭产、运、需按市场化方式衔接。
第二阶段，煤炭生产、需求和运输部门向市场化方向改革基本完成阶段。这一时期，全国主要骨干煤炭生产企业和各大电力集团企业主导煤炭市场经济活动和经济利益的格局基本形成，煤炭资源和运力按供需双方选择完全进行市场化配置，煤炭供应能保障我国煤炭需求，我国煤炭市场在国际煤炭市场上有相应地位，煤炭柜台市场和期货市场投入运营。电煤供应结构中，直接和中长期合同供应量应占60%-70%；贸易量25%-35%；柜台市场和期货市场实物交割量占2%-5%，这样我国建立综合煤炭市场体系的目标初步实现。
需要强调的是，在全国煤炭市场体系建设中，在发挥市场作为配置资源的基础性作用的同时，应充分发挥政府的监管和调控作用，主导并制定这方面的实施方案。同时，有关行业组织联合制定交易规制，积极扶持和构建跨行业的协调服务机构和配套服务机制，形成完善的交易体系。
（编辑：东北亚） |
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