“我在山西搞煤。电厂要消化煤电互保的任务量和高煤价，就得搞些便宜煤对冲，不然厂子就完蛋了。”某央企发电集团河南分公司燃料部负责人在电话中一直强调，“不能写企业名字，企业得罪不起地方政府。”
5月至今，该负责人经常辗转于“三西”(山西、陕西、蒙西)地区。其奔波的背影后，是一场地方政府拯救日益疲软的煤炭市场而掀起的“保煤运动”。
5月1日，河南率先实施“煤电互保”政策，即实行本省发电机组采购本省电煤量和“发电基础电量”挂钩的制度。具体操作方法为，根据发电单位基础电量占全省比例分摊确定基数，超基数采购1万吨省内煤炭，奖励1000万度基础电量；少采购1万吨省内煤炭，扣罚1200万度基础电量。
紧随其后的是安徽。该省国资委正式向各省属企业下发了《关于进一步深化省属企业合作发展活动的通知》，明确指出在煤炭合作领域方面，各煤炭消费大户及各主要电厂，要加强与该省的淮北、淮南矿业集团等煤企对接销煤。
产煤大省山西，除了酝酿通过公路限制外省煤炭入晋，还将省内的山西煤销集团与山西国际电力集团进行了拉郎配式的战略重组；山东等产煤省份也在考虑实施“煤电互保”，拯救处境日窘的本省煤炭企业。
今年原本是电煤价格并轨的“市场化元年”，但这场地方政府发起的救市之举，给了改革当头一棒。
但煤电互保本身却说易行难。其要面对政府部门之间、煤电行业之间及政府和企业之间的多层博弈。即使是煤电互保的始作俑者河南，主管部门之间也“互踢皮球”、无人牵头。煤企与电厂，则既不互信，亦不相信政府。政府一次次“救市”，行政干预痼疾一次次加深。
煤炭行业急转直下
从2012年四季度开始，河南省四大煤业集团之一的郑煤集团，陷入了产销失衡、库存增加、亏损扩大的泥潭。
今年1月至5月，郑煤集团煤炭累计销量584.83万吨，同比减少81.65万吨，导致主业亏损1.8亿元。纳入合并报表的18家直管矿井一半亏损，兼并重组的矿井仍在停产；36家地面经营单位，亦是半数亏损，亏损额达3000万元。
郑煤集团有约7亿元的应收账款未回收，还出现大量承兑汇票。今年集团的到期贷款、认购郑州煤电增发、安全费用、项目投入等，预计共需资金超百亿元。
郑煤的窘态，仅是河南乃至全国煤炭行业的一个缩影。由于国内外经济走势和能源结构的巨大变动，中国煤炭行业在“黄金十年”之后急转直下。
中国煤炭工业协会提供的数据显示，目前中国煤炭产能已达40亿吨/年，而实际需求量至多35亿吨，每年均有5亿－7亿吨的过剩产能。
2013年上半年，中国煤炭全行业平均利润同比下降近50%，多数重点煤炭企业平均利润同比下降80%。其中，“一哥”神华的上半年平均利润下降了近20%。
海外资产较多的山东兖矿集团，今年一季度亏损约20亿元。“煤炭行业必须吞下前些年自己酿成的苦果。”兖矿集团战略研究院院长牛克洪说，“煤炭产能急剧释放，投资额度却丝毫不见下降，2012年达到了5268亿元，相当于整个‘十五’期间投资额的两倍。”
牛克洪认为，除宏观经济下行、煤炭需求下降外，“黄金十年”中煤炭产业超量投资和重组所导致的产能过剩，是更主要的原因，“煤炭行业此次面临严峻危机，市场呈现L形走势，短期内不可能有根本性好转。”
北美页岩气革命所导致的全球能源结构巨变，也被认为是主要影响因素。
“页岩气革命后，从2012年到2013年，全球能源结构进入了丰富化、低成本化时代，导致全球煤炭行业的衰退。美国煤炭消费量从每年9亿吨下降到7亿吨，中国煤炭在一次能源中的占比也由70%下降到50%。”国务院发展研究中心产业研究室主任钱平凡称。
一家美国大型煤炭集团的高管甚至担心，此轮衰退将成为煤炭退出历史舞台的前奏。
在中国受影响最大的，除了煤炭主产地的“三西”地区外，首推河南、山东等有一定产煤规模的省份。
郑煤集团党委常委崔书平，将河南煤炭企业的困难总结为三方面：“西电东送”的影响，“三西”煤炭的南下冲击，进口煤抢占市场。
他认为，“西电东送”每年会替代掉河南4000万吨的煤炭，而河南每年煤炭产量也只有1.2亿吨；进口煤对中国市场的影响，则比以前更加深入，从东南沿海登陆后，可沿长江而上，直接冲击湘鄂赣这些河南煤炭原有的销售市场。
“三西”煤的冲击则最大。崔书平认为，“三西”地区煤炭开采成本远低于河南，一个年产量近2000万吨的煤矿用不到1000人，而河南同样产量的矿山可能需要7000人－8000人。“他们的吨煤开发成本可能仅有百元，而河南等地需要300元左右。”
一位资深电力专家认为，诸多煤企所列举的困难“有言过其实之嫌”。煤炭行业从2003年到2011年的总利润为1.5万亿元，仅2007年到2011年的利润就有1.3万亿元；而同期电力企业利润不足4000亿元，2007年到2011年，电力企业的利润仅有1700亿元。
“现在煤价掉到500元－600元/吨，相当于当初的重点合同煤价，这是当时发改委制定的相对均衡的价格，不会大亏大赚。”该电力专家认为，“煤炭行业远未到哭穷的时候，这些年挣了1万多亿元，都干嘛去了？”
中国煤炭贸易专家黄腾也认为，现在的煤价仅是“黄金十年”的高煤价挤出了“非正常成本”后的水平，“这种挤泡沫的时间会很长，煤价还有相当长的下降走势”。
在崔书平等煤炭界人士看来，煤电互保类似于煤企和电企之间的“江湖道义”，“煤电从来是一家，当年煤价高的时候，我们响应号召全力保电；现在煤企遇到困难，电企也应来帮我们一把。”
更重要的是，由于发电企业多为央企，而煤企多属地方支柱企业，对本省经济稳定和利税贡献较大。因此地方政府必须拯救煤炭、牺牲电力。
“河南的经济主要是两架马车，一个是煤炭，一个是电解铝。电解铝已经趴下了。如果煤炭再倒下去，河南经济基本就瘫了。”河南一官方人士称。
出力不讨好
煤电互保之所以能得以运转，在于地方政府对省内电厂发电小时数的审批权。电网的各省子(分)公司，会在年初制定好本省的发电计划和发电配额的分配计划，然后上报各省发改委审批。凭此，地方政府可根据电厂对本省煤炭购买任务的完成情况实行奖惩。
这一框架存在多层博弈，使得煤电互保运转的基础并不牢固。
据《财经》记者了解，河南并未就煤电互保下发文件。无论政府部门还是煤企、电企，对该政策的执行依据，仅为省内会议上的口头传达。此外，河南煤电互保也没有固定的牵头机构。
河南省发改委能源局一位相关负责人称，省政府为煤电互保成立了一个专门的、临时性机构，即“煤电互保小组”。该小组在省政府有专门的办公地点，并未设在发改委内，能源局与该小组并无直接工作关系，因此不了解该小组的具体运转情况。
“我们只发愁省内煤卖不出去，管不了那么多协调的事情。”河南省能源局一人士建议，“此事应询问省工信厅。”
煤电互保小组也未设在河南工信厅。负责承担煤炭行业管理的该厅运营管理处工作人员称，工信厅不可能牵头煤电互保工作，即使是临时性的机构也不可能。“我们在煤炭方面的工作，向来都是与发改委能源工作办公室联合办公的，怎么可能由我们来牵头和协调？”
在企业层面，电企固然对此诟病不已，但煤企竟然也不买账。
郑煤集团崔书平认为，煤电互保实行一段时间以来，对郑煤并未起到积极作用。“其实煤电互保根本限制不住电厂买省外的煤炭，而且我们也无法卖给他们高价煤——我们卖的超过了市场价格，电厂肯定不会买，政府又没有文件规定电厂非要买。”
河南正在迎峰度夏，需要发电行业的保障。如果政府真的因电厂未完成本省煤炭采购任务量就减少其发电配额，显然不利于保障夏季用电。因此，“少采购1万吨省内煤炭扣罚1200万度基础电量”的惩罚，恐将难以真正执行。
有专家指出，河南甫一实行煤电互保，周边等省的煤价应声而落。若长期实行互保，将大大拉开河南与周边省份的差价，不利于河南煤企提高竞争力。
对于煤企提出的“江湖道义”，部分电企不以为然。上述发电央企河南分公司燃料部负责人称，比较市场均价，煤电互保将河南煤价抬高了60元/吨－70元/吨。“我们虽是央企，在省里却属于典型的弱势群体，实际就是一个被考核、被贡献的单位。”
一些电企觉得煤电互保的奖励措施有名无实，譬如超基数采购1万吨省内煤炭奖励1000万度基础电量。按电厂人士的解释，该奖励暗含玄机。
这实际是对年初额定发电量的二次分配。所谓奖励，并非奖给额外的发电配额，而是从全省的总配额中先抽出一部分，比如三分之一，然后等所有电厂都完成购煤任务后，将所抽配额以奖励的形式再分配给电厂。“就好比一锅米饭是额定的，不可能额外奖给你一碗，只是把这锅饭重新分一下而已。”
河南电企在完成本省约50%－60%的购煤任务量后，纷纷想办法到邻近的山西等省购买低价煤，对冲被地方政府抬高的成本。
亦有河南电企对地方政府的做法表示理解。他们认为，若“煤电互保是短期干预也可接受”，央企协助地方政府维护经济稳定亦是社会责任。
集中代表电力行业利益的中国电力企业联合会一直在跟进整个事态的发展，并不断向主管部门“告状”。该联合会副秘书长欧阳昌裕称，煤电互保是对市场化改革开倒车。反对这一做法，是整个电力行业的共识。
欧阳昌裕称，“地方政府可以控制电厂很多东西。它不直接出文禁止进口外省煤炭，但却会给你设置障碍，让你进不成或进不起，据我了解这些情况都是存在的。”
全产业链改革
尽管褒贬不一，但《财经》记者采访的大多业内人士认为，煤电互保应属短期行为。
从体制改革角度看，政府在产业政策制定中的“政治经济学思维”，是行政干预屡次回潮的根源。“煤电互保”与老套计划经济思路“煤电联动”乃同根同源，即采用行政手段、平衡煤电利益。
牛克洪对该做法的评价是“各方割据，画地为牢”。他的药方是，煤矿项目“该退的退，该缓的缓，该调的调”，“当前凡能真正做强的煤企，必不是单一挖煤，一定是多元化发展”。
“市场讲的是优化配置和效率，政府讲的是利益平衡和可行，所以中国的政策结果都是政治和经济的折中——这办法不好，但各方易接受。”钱平凡称。
正因这一惯性思维，每当市场发生波动，中国各级政府和企业都会不由自主“走回老路”，使资源行业市场化的历程异常艰辛。
早在2002年，国务院即决定对电煤实行市场化定价。2004年，开始逐步取消电煤政府指导价，鼓励供需双方自主协商交易，但计划色彩仍未褪去。
从2005年开始实行的煤电联动，确定了煤、电之间利益分配的原则和程序，但执行得很不到位；2006年底，国家决定取消延续50多年的煤炭订货会，改为仅一天的视频会议及一周的煤炭合同汇总会， “计划煤”被 “重点合同煤”替代，政府对电煤价格的干预进一步弱化。
但行政干预和价格管制并未就此结束。2011年的煤价大幅攀升，导致国家发改委在当年11月底发布了限价通知，将合同煤价格涨幅控制在5%，对市场煤实行最高限价，5500大卡的电煤平仓价最高不能超过每吨800元。
煤炭“黄金十年”的结束，为煤炭市场化改革提供了良好契机。今年初，中央政府抓住机遇最终实现了电煤价格并轨。然而仅仅数月，行政干预煤炭市场的煤电互保就密集出笼。
钱平凡指出，煤电互保开倒车的原因，是此前电煤市场化改革本身即不彻底。“没有下游电力市场的改革配套，煤市改革注定无法真正有效。”
只有深化“煤—运—电”全产业链市场化改革，才是“救市”良方。“发改委应放开电价，让它该降就降，该升就升，这才是核心问题。”钱平凡称。
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