今年以来，受国内外经济增速放缓、煤炭需求不振影响，山西煤炭行业出现了近年来少有的困难。山西省煤炭厅数据显示，上半年，山西煤炭出省销量仅增长0.1%，企业库存创近年来新高，吨煤综合售价从2011年5月的每吨656元，下跌到今年6月的450元，下降幅度达31%，全行业利润同比降幅达53%，煤炭行业增值税、所得税同比下降24%。上半年，全省煤炭亏损企业584户，占全省亏损企业单位数的34.5%，亏损额82.1亿元，占全省亏损企业亏损额的39.4%。

市场的东西最好交给市场去做，山西压缩煤炭产能也最好放手让市场机制发挥作用。但在一个行业亏损户数占全省企业近40%的情况下，哪个省长也坐不住，所以才有了李小鹏在北京与五大电力集团进行座谈，希望电力企业继续支持山西发展，“构建和谐煤电关系”一说。

彼时电求煤，此时煤求电，风水轮流转。省长屈尊卖煤，纾困地方，职责所在，不算丢人。

为帮助煤企尽快走出困境，7月25日山西下发了“煤炭二十条”，包括短、中、长期共20条措施，明确提出将为煤炭企业降低税费。短期措施包括从2013年8月1日起至12月31日，暂停提取煤炭企业矿山环境恢复治理保证金和煤矿转产发展资金、减半收取煤炭交易服务费等；中期措施包括推动金融机构对煤炭企业债务重组、积极稳妥建立政府煤炭储备机制等；长期措施包括稳步推进煤炭现货期货交易等。其中，暂停提取煤炭企业矿山环境恢复治理保证金和煤矿转产发展资金，可使煤炭企业每个月减少15元的吨煤生产成本，能为山西煤企直接增加利润约60亿元。

这些措施可谓雪中送炭，但救急不救穷。治本之策仍是大力压缩煤炭产能。

据了解，2013年山西省将完成煤炭固定资产投资1500亿元，建成竣工150座矿井，新增煤炭产能1.2亿吨。截至目前，山西省煤矿批复总产能达到13.24亿吨/年。有关机构预测，2013年全国煤炭产能可能达46.3亿吨，将大幅超过需求41.2亿吨，如果产能全部释放，约有5亿吨过剩。到那时，省长就是有三头六臂，也无法帮助消化完堆积如山的煤炭。所以，在救急的同时，想办法控制住新增产能，才是省长更重要的工作。

按照一般理解，在煤炭过剩时期，可以利用减产、停产的时机，加大安全和环保的投资力度，补上多年的欠账。但是在山西我们看到的是悖论：为了减轻企业的压力，暂停提取煤炭企业矿山环境恢复治理保证金和煤矿转产发展资金，安全和环保工作反而被挤到更加次要的位置。

消化煤炭产能需要政府帮忙，更需要煤炭企业自律。某种程度讲，今天的过剩是昨天贪婪的结果。煤老板们不缺钱，应该让他们感受必要的压力，尝尝盲目扩张的苦果。（来源：经济导报评论员兰恒敏）

山西七家煤炭大集团与央企电力签订中长期协议

山西煤电联营取得新进展。8日下午，山西省内七家煤炭大集团与五大电力央企及部分地方电力企业签订了电煤供应中长期协议。与以往相比，此次协议以经济合同的形式签订，更具法律约束力，且煤电双方明确约定了结算价格。

山西是全国煤炭大省，同时也是煤炭外调大省。去年，山西向全国输出煤炭5．82亿吨，占山西煤炭产量近三分之一。其中，外调电煤4．01亿吨，占外调总量的68．9％。另外，山西省内电煤的消费量每年达1．3亿吨。电煤销售，直接影响山西煤炭销售的整体形势。

然而，今年以来，受国内外经济增速放缓、煤炭需求不振等因素影响，煤炭价格持续下跌，煤炭企业经营困难，山西煤炭经济面临的下行压力加大。为帮助煤炭企业走出困境，促进煤炭经济可持续发展，7月底山西省出台的“煤炭20条”中提出，鼓励煤炭企业与电力、冶金、焦化等重点用户签订长协合同，建立和谐煤电关系。

据了解，此次协议签订前，煤电双方都对各自的可供能源、煤炭需求进行了详细的调查摸底。在此基础上，双方按照“自主衔接资源，自主签订合同，自主协商价格、自觉履行合同”的原则，用经济合同的形式签订了煤炭供需协议，明确约定了煤炭供应的数量、质量。特别是在价格确定上，双方通过多种形式在协议中明确约定了结算价格。

中国国电集团公司董事长乔保平说，煤电企业签订长期协议，不仅有利于破解煤电供需矛盾，实现煤电双赢，也有利于确保国家能源安全，促进国民经济的健康发展。

事实上，针对长期以来的煤电矛盾，山西近两年一直积极推进煤电联营、煤电一体化。此前，山西煤销集团与国际电力合并重组了晋能公司，潞安集团与格盟国际签订了煤电联营合作协议。山西34户主力火电企业中，产权一体式的煤电联营企业22户，建立长协合同的企业17户，市场抗风险能力大大增强。（来源：新华网）

国家能源局明确差别化政策鼓励企业直接购电

我国的电力体制改革持续推进。

日前，国家能源局下发《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，意在进一步推进电力用户直接向发电企业购电，并且能源局详细规定了东部、中部和西部地区根据各地实际情况实行差别化政策。

昨日（8月8日），有业内专家对《每日经济新闻》记者表示，用电企业直接购电，对其压缩成本是重大利好。同时，采取差别化政策又有助产业调整和转移。

利于用电企业压缩成本

电力用户直接向发电企业购电并非能源局首次推出。在此之前，国家发改委就曾经出台过相关文件，只不过没有全面推广，而是在部分省市进行试点。

在今年5月份国务院取消和下放的117项行政审批权力名单中，就包括电力用户向发电企业直接购电试点审批权。之前，电力用户向发电企业直接购电必须通过国家能源局的审核。

在业内人士看来，该项审批权的取消，拉开了企业直接向发电企业购电的序幕。

昨日，中投顾问能源行业研究员任浩宁在接受《每日经济新闻》记者采访时称，“企业直接购电是我国电力改革的重要举措，让发电集团之间相互竞价，就是为了打破垄断”。

“对企业来讲，支出大幅度降低是主要利好”。任浩宁认为，电力成本对于很多企业，尤其是重工业企业而言，占比非常大。从能源结构来看，目前火电需求并不旺盛，再加上新能源的冲击，所以如果参与企业间竞价的话，价格会有下调的空间。

直购电带来的好处是显而易见的。几年来，国家发改委接连批准了安徽、江苏等省份开展此项试点工作。

2010年，发改委批准了福建一些电力用户直接从发电企业购电，当年，福建省大用户直接购电试点涉及6家发电企业和6家电力大用户，形成9对交易，总电量达22.93亿千瓦时。当时的统计资料显示，该试点减少了6家电力用户的用电成本以及用电量，并且这6家企业的产值增长均高于全省工业用电、产值平均增长水平。

电力交易差别化对待

此次，国家能源局还特别针对东部、中部和西部地区的不同情况采取了不同的政策标准。

按规定，在东部地区，要向高新技术企业、战略型新兴产业及能效标杆企业倾斜，一般性的高能耗企业，原则上不安排参与直接交易。中部地区和西部地区的条件略微放宽一些，对参与电力直接交易的企业，只对其单位能耗提出要求，中部必须低于本省工业企业平均水平，西部必须低于全国同行业平均水平。

多位业内人士在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，国家能源局采取差别化的准入政策意图非常明显，是从侧面促进产业布局的优化，从而达到淘汰落后产能，以及产业结构调整的目的。

除此之外，国家能源局还按照平稳有序的原则逐级开放用户，近期首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上的工业用户或10千伏及以上的高新技术企业、战略型新兴产业参与直接交易。

任浩宁表示，按照此标准，基本上符合要求的都是一些电力需求相当旺盛、比较稳定的企业，对于发电企业来讲就是优质客户。而逐级开放主要是为了保障发电企业利益，防止因为全部市场化而造成的电力供给扭曲，影响发电企业收益。

用户直接向发电企业购电被认为是电力体制改革的重要举措之一，电力改革推行至今，充分发挥市场的作用已经成为将来的发展方向。

国家能源局特别强调，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。任何单位和部门不得通过行政手段强制指定直接交易的对象、电量和电价，不得以直接交易为名变相实行电价优惠政策。

一位业内专家告诉记者，在行业人士看来，推动直接购电最大的意义在于对整个行业的市场化改革造成多大影响，也就是直接购电倒逼发电企业和电网企业改革。

不过，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，由于试点地区的交易量比较少，所以目前看来对整个改革的推动作用不是很明显。

业内专家认为，只有在数量和范围上有所突破，直接购电才会真正推动电力体制改革。而随着行政审批权的取消和国家能源局下大力气促进此项工作，企业直接购电制度正逐步成熟。（每日经济新闻记者原金发自北京）

→专题：关注钢铁上游/从山西煤改看能源市场

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