631元/吨！这是7月25日海运煤炭网发布的最新一期环渤海动力煤(5500大卡)平均价格。这已是该价格指数连续第12周出现下跌，一年前，该价格直逼800元/吨。
从5月初至今，这一国内港口煤炭价格的风向标已经连续刷新历史低点。煤价的超预期暴跌导致秦皇岛港口煤炭库存直线上涨，6月中旬高达946万吨，目前为840万吨，仍处于历史高位。秦皇岛海运煤炭交易市场研究发展部人士表示：“需求锐减导致港口煤炭外调量减少。秦皇岛港最大堆存量1000万吨，超过800万吨就影响正常接卸。”
从去年底开始，环渤海动力煤价格指数进入下行区间，但走势较为平稳，今年5月初，下跌突然加速，两个月动力煤的平均价格跌去了近200元/吨。
这是谁都没想到的。多位接受记者采访的业内人士一致表示，无论是电厂、煤企还是贸易商，在年初做计划时都考虑到了今年煤炭价格会出现下行，但煤市拐点来临之快，来势之猛仍令整个产业链手足无措。
巨变未必无益。长期以来，为保证发电用煤，煤炭市场被人为割裂为计划煤和市场煤两部分。前者根据国家计划指导生产和销售，由煤炭供需运输三方一起签订合同，其价格受政府管制，明显低于市场价。后者则通过煤炭流通企业在市场中连接煤炭生产消费和运输企业，各方都根据市场方式定价。近年来，计划煤(即重点合同煤)比例逐渐缩小，但神华、中煤等主要煤炭集团的计划煤比例目前仍在50%-60%的水平。
一些人主张，煤价拐点令剑拔弩张的煤电矛盾暂时缓解，难得的温和局面正是废除煤价双轨制，彻底完成煤炭市场化改革的良机。也有论者认为，煤、电、运三位一体，如果没有全产业链的市场化设计，不改变煤价、电价形成机制，即使现在宣布废除煤价双轨制，今后它还会卷土重来。
火电难言春天
多位煤炭企业人士告诉记者，此轮煤价下行，根源在于宏观经济疲软。社会用电量下降直接造成了需求锐减。此外，进入汛期后，水电出力充足，5月份之后，大量进口煤到了交割时间，也对内贸造成一定冲击。凡此种种，导致了此次煤市拐点的出现。
作为占中国能源消费总量70%的主体能源，煤市兴衰直接取决于宏观经济形势。国家统计局数据显示，6月份日均发电量为131亿千瓦时，增速为零；而年初的发电量增速尚维持在7%以上，2011年底的增速更是接近10%。
进口煤的冲击也来势迅猛。据海关总署统计，2008年，中国煤炭全年进口量为4040万吨；2009年猛增至12583万吨；2011年继续增长至18240万吨；专家预计，2012年中国煤炭进口量将会突破2亿吨。其中仅6月份煤炭进口量即达2252万吨，同比增长64.76%。
煤价大跌，煤炭企业首当其冲。由于此前几年市场煤的价格一直远高于重点合同煤(主要用于电厂发电)，因此，越是市场化程度高的煤企，所受冲击越大。但整体而言，即使在现在的价格水平下，煤企也仍有一定的利润空间。
陷入困顿的是煤炭贸易商，在各大煤炭论坛中，“抛”一度成为重复率最高的词汇，煤贸商们不得不忍痛割肉。
江苏徐州港务集团一位交易商向记者感叹：“今年煤炭的揪心程度，让人又感受到了2008年的滋味！”那一年，由于国际金融危机的影响，煤贸商损失惨重。
在秦皇岛，大多数煤炭贸易商都处于停工状态。7月19日上午，秦皇岛港计划进港拉煤的船只20艘，往年此时，这一数据为70艘至80艘。
一位来自发电央企驻秦皇岛办公室的人士告诉记者，现在煤价处于下行区间，且各电厂存煤量普遍处于高位，日耗煤量也较往年有大幅度下降，“因此电厂基本都以计划内的采购为主，市场采购很少，即便有采购也是一再压低价格，询价多，下单少”。
与煤炭产地相连的汽运枢纽也十分萧条。与山西晋城毗邻的河南焦作博爱县柏山镇是全国最大的煤炭汽运集散中心。在煤炭走俏的时候，这里的运输公司每吨煤的运费在冬季甚至可以涨到400多元。如今，当地煤场积煤如山，生意惨淡，运费已降到了280元左右。
令人意外的是，虽然煤价已较年初跌去近15%，煤电矛盾暂时缓和。但记者调查发现，火电企业的状况却并未好转多少。因为虽然单位利润提升了，但发电量也下来了。
湖南益阳某电厂的总经济师告诉记者，目前电厂还远谈不上盈利，除宏观经济因素外，今年还有特殊情况——华中地区雨水充足，水电出力很好，但火电发电设备利用小时数始终上不去，造成了煤炭积压，致使煤价下降。而火电机组如不能满发，就会造成煤耗升高，增加发电成本。
由于水电是清洁能源，因此只要水电有出力，电网就会优先给水电上网，而华中地区的水电又尤其多。
水电目前的形势可谓一路高歌，他们水用不完还在开闸放水，火电现在成了调峰用的了。”这位总经济师酸酸地说。
东南沿海的火电厂情况大致相同。记者走访了位于江苏省的一家大型国有电厂，据该电厂总会计师介绍，电厂拥有四台64万千瓦的火电机组，2010年底并网发电。但今年7月22日和7月21日两日的机组负荷率平均只有51%，创下建厂以来的最低纪录。而往年此时正值迎峰度夏，华东又属电力供应紧张地区，该电厂的平均机组负荷率在80%以上。
此外，按往年惯例，考虑到迎峰度夏期间用电负荷较大，江苏电网每年在此期间从外省购电，今年的购入计划是1000万千瓦时。然而，尽管今夏电力供需变化出乎意料，但购电合同已签，只能通过压低省内统调机组的负荷率，来保证此部分电量的使用。
目前在秦皇岛港5500大卡的标煤成交价约为650元/吨，加上装船费、海运费、航道建设费等一系列杂费，去除运输过程中的热值损耗，这家江苏电厂的度电煤耗成本约在0.285元。此外，加上人力成本、维护运营费用等，该电厂在此价格下年发电量必须达到100亿千瓦时才能保本不亏。
而如果按照今年1月800元/吨的煤价计算，度电煤耗成本为0.343元，在此价格下，该电厂的发电量需达到150亿千瓦时才能达到盈亏平衡点。
两相对比，由于今年发电量明显下降，因此煤价的下降并不能给发电企业带来更多盈利空间。
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煤炭业不再狂飙
对煤炭行业来说，兖矿集团战略研究院院长牛克洪也许是个不受欢迎的预言者。早在今年初，他即拍案断言：“煤炭行业十年的高速发展已经到了一个转折期，全行业危机即将来临。”
牛克洪写了篇题为“洞察十大风险，谋划应变之策”的文章，指出所谓的“黄金十年”实际是煤炭产能大肆扩张的“疯狂十年”，行业陷入了非理性发展。这使他成为煤炭行业最早一批预言拐点将至的人之一。“当时很多人仍觉得形势一片大好，其实已是山雨欲来。”他说。
从2001年开始，中国煤炭行业狂飙突进：1996年－2000年，煤炭采选业累计固定资产投资2253亿元；2001年－2005年，这一数字增长了5.54倍，达12489.7亿元，相当于新中国成立55年煤炭投资总和的2.8倍。“十二五”期间，对煤炭采选业的固定资产投资仍延续上升势头，2011年完成4897亿元，同比增长25.9%。
投资飙升，加之建井技术、开采技术及装备水平的革新与提升，煤炭企业迅速集聚了巨大产能。“过去建一个千万吨产能的矿井要5年－6年，而现在快则1年－2年，慢也只要2年－3年。”牛克洪说。同时，全国有16个行业投资办煤矿。其中，五大电力集团和华润集团六家非煤企业集团2015年煤炭产量将达7.1亿吨。
如今，当经济发展速度减缓时，煤炭行业在黄金十年中的过度投资与产能过剩，如同两颗定时炸弹，终于在宏观经济下行时以行业拐点的形式爆发。煤炭行业的黄金十年，与同期中国经济大量发展高耗能产业和低端加工业态密切相关，这种经济发展模式直接导致了煤炭价格飙升。
由于电价关系生产成本和民生，因此政府始终管控电价。为了既保供电又不涨电价，煤价双轨制便应运而生。其中计划性质的重点合同煤是通过控制运力来掌控煤价。它根据国家计划指导生产和销售，价格由国家发改委制定，并由煤炭供需运输三方一起签订合同。
2002年，在煤炭供应日益充足的背景下，国务院决定对电煤试行市场定价，2004年，决定逐步取消电煤政府指导价，鼓励煤炭供需双方自主协商订货。在此之前，电煤由原国家计委制定指导价，由煤炭企业和电厂在订货会上依据指导价互相协商，再由政府出面协调确定最终价格。同时，为弥补煤价波动给电厂带来的损失，国家发改委决定自2005年起启动煤电联动措施——以不少于六个月为一个联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，即调整电价。
2006年底，延续了50多年的煤炭订货会被取消，代之以煤炭合同汇总会，“计划煤”这一沿用多年的概念也被“重点合同煤”所替代。然而，此后的煤电矛盾却愈演愈烈。
与此同时，政府在改革中许诺的煤电联动也始终未能及时联动到位。从2004年实施至今，仅在2008年、2011年等煤价达到异常高位的年份启动，且电价调整的幅度未能有效缓解煤电矛盾的尖锐。此外，这一单向的电价行政管理模式也已无法适应市场的新变化。“如果能及时联动，即使是双向联动，只要该涨电价就涨，该降就降，我们认为也算科学。”上述湖南益阳一家电厂的总经济师对《财经》记者说。
双轨煤价能否废除
煤价连续下行，煤电矛盾缓和，确实为进一步推进煤炭市场化改革提供了契机。秦皇岛煤炭交易市场总经理李学刚在接受《财经》记者采访时称，目前市场煤价仅比重点合同煤价高出10%左右，这是此前从未出现过的。“煤价高的时候直接并轨，恐怕电力企业难以接受，但现在情况就要好的多，况且煤炭价格的市场化一直是近些年主攻方向。”
中国煤炭经济研究会秘书长赵家廉则向记者指出，经此拐点后，煤炭行业将从高速增长期进入一个调整期，再进入理性的平稳发展期。而这也正是废除煤价双轨制，彻底完成煤炭市场化改革的良机。
但改革的第一个前提是：煤价至少在相当一段时期内维持低位、平稳运行，为改革提供充足的时间。上述江苏沿海某电厂的总会计师告诉记者，改革的前提应该是煤价保持稳定。他认为，一旦经济形势出现好转，需求面开始向好，煤价必然反弹，“煤价虽然连跌两个月，但并未改变整个市场的格局，煤炭供应依然维持紧平衡，在此预期下，重点合同煤对于电厂来说是个保障，要电力企业舍弃这一块是不可能的。”
在接受采访的间隙，这位总会计师称还在指挥相关人员趁目前煤价较低，抓紧购进一些高热值煤炭。在他看来，目前的煤炭价格已经开始筑底，“接下来经济形势怎么变，还很难说，9月水电出力下降，进口煤消耗殆尽，国内煤价可能会出现反弹，应该早作打算”。
煤炭彻底市场化还有一个前提：电价改革和铁路改革必须配套进行。在整个宏观经济的大框架中，煤炭市场并非独立存在，而是与铁路运力及电力市场密切关联。如果没有一个系统的、全产业链的市场化设计，煤炭行业单方面的改革恐难被各相关方所接受。
国务院研究室综合经济司副司长范必在接受记者采访时认为，煤炭是矿产资源中市场化改革较早的领域，但改革还不够彻底。如果能实现市场煤与计划煤并轨，示范意义十分重大。
他指出，计划煤对电厂的意义有两个，一是低价，二是与铁路运力挂钩。如果煤价并轨后，原来计划煤相对应的计划运力没有保证，可能会增加电厂的成本。这是发电企业不愿意看到的。因此，煤价并轨改革应当与运力改革相衔接。
电力企业的态度印证了这一观点，多位接受记者采访的电力系统人士均认为，煤炭市场背后还牵扯到铁路运力和电力市场，改革必须“打通了来做”。煤炭黄金十年也是煤电博弈十年，电企在此期间处于弱势，改革应充分考虑电企的利益。
如范必所言，重点合同煤除价格低于市场煤外，还享有运力的保障。秦皇岛煤炭交易市场总经理王立锋透露，目前签订的大多数重点合同有量无价，“只是为了获得车皮，至于具体成交价格，煤电双方私下再谈”。在煤炭紧俏的时候，电力企业在价格方面几乎没有话语权，因此重点合同在保障运力方面的价值更加凸显。
此外，电力市场亦与煤炭价格改革紧密相连，中国能源研究会常务副理事长周大地向记者指出，煤价双轨制，核心是电价机制，如果电价机制不变，一旦煤炭供求重新趋紧，双轨制仍可能卷土重来。电力企业也普遍担心，如果煤炭价格完全走向市场，电价又被严格管制，“市场煤”和“计划电”的矛盾将比现在更激烈。
华能集团一位高管在接受记者采访时指出，现在计划煤和市场煤价差缩小，理论上讲确实是价格并轨的契机，但目前这种宽松的供求关系很可能是暂时的。由于现在大部分电厂的资产负债率都超过85%，毛利率很低，因此对成本变化非常敏感。而一旦煤价重新上涨，电价又无法上调，电厂能做的就是尽量减少发电，同时拖延新项目的建设。而由此造成的电荒将直接威胁生产和民生。届时，政策的连贯性将无从保证。因此，寻求一种中间路线，以较为温和的方式推进改革或许更为可行。“比如调节计划煤和市场煤的比例，同时配套新的补偿机制。”
但是，电力体制改革已经僵持十年，铁路体制改革虽备受舆论关注却一直未有下文，对于“系统的、全局性的”改革，多数受访人士都信心不足。有论者指出，与其坐等遥遥无期的系统改革，不如换一种思路行之：乘此煤价下行良机一步到位实现煤价并轨，彻底完成煤炭领域的市场化，以此倒逼铁路和电力行业的市场化。