根据国家发改委2011年第30号公告，2012年煤炭产运需衔接工作已经展开。2012年煤炭市场面临复杂的国内外形势，煤炭企业表示既要落实好公告精神，又要提高企业的经济效益，全面维护公平竞争的市场秩序，目前衔接进展特别顺利。电煤衔接方面，来自煤矿和用户方面的问题集中在以下几个方面。
第一，重点合同以出省电煤为主，根据公告精神和此前电价上涨的政策，符合合同价格上涨5%的规定。由于公告缺乏可操作性，煤电双方对于合同基数及上调价格的意见存在分歧，体现在以下方面。
1.衔接数量的问题：总的衔接数量虽然同比减少，但预计明年关闭矿井及资源萎缩会导致煤炭产量下降和可供资源量减少，并未被考虑在内。煤矿的可供资源不足，可能难以保证合同衔接数量，实际履行当中合同难以兑现。所以，合同衔接的数量应体现资源的变化。
2.新增重点合同价格没有明确，煤炭企业对于新增合同全面按照市场合同协商衔接。在这方面，一些电力企业表示基本可以接受，或者提出双方再行协商。也有一部分电力企业提出应按以往重点合同价格执行，对此，煤炭企业的观点是新老合同划断有利于发挥市场优化配置资源的功能，煤炭市场化不能走回头路。
3.价格上涨的分歧，也是分歧最大的一点。对于公告中提出的“上涨幅度不得超过5%”的理解，煤电双方并不一致。煤炭企业的理解是按照5%上调价格，电力企业的理解是只要价格上调幅度不超过5%，都是合理的。
所以，煤炭企业的态度非常明确，鉴于电价实际上涨的绝对值，明显高于公告提出的煤价上涨的相对幅度，明年合同价格上涨低于5%就不签合同。在煤电双方签订正式合同之前，煤炭企业不发煤。
4.重点合同大多属于出省电煤，这部分合同电煤一般低于各省省内协调电煤价格，因此对于产煤省来说，明显属于利益输送。从整个市场分析，以往传统的煤炭调出省，很多已经转化为煤炭资源调入省，新增合同大多属于市场合同。若按照重点合同进行衔接，则等于这些省低价调出、高价调入煤炭，人为造成市场扭曲。
5.电煤合同逐步过渡到预付款制。在电煤价款结算过程中，市场电煤已经基本实现预付款。部分重点电煤合同结算周期延长、质量下降。根据实际情况，有必要逐步实现全部电煤预付款。
6.采取一揽子定价原则。在电煤合同中，部分煤炭企业取消重点和市场限制，采取一揽子加权平均定价原则。主要是因为，一些电厂投机取巧，在有多种价格合同的情况下，先发运低价合同，其余价格合同少发或者不发，严重影响煤炭企业的产销平衡，导致产销脱节。这种衔接和定价原则应该普及和提倡。
第二，关于产煤地区自产自销的电煤衔接，意见分歧最大。除了第一个方面包含的矛盾以外，问题还集中在公告中提出的“产煤省（自治区、直辖市）自产自用的电煤，年度合同价格涨幅不得超过上年合同价格（2011年电煤合同有多个价格的，以合同双方确定的最高实际结算价格为准）的5%”。
按照最高价格签订2012年省内电煤合同的政策，明显具有提高自产自用电煤价格，本地电煤价格率先放开和先行市场化的意图。煤价放开有利于节能降耗，提高资源利用效率，推动环境保护，加快新能源的推广使用，改变过多依赖煤炭的能源消费格局。
由于自产自用电煤一般都是在各地政府的协调下完成的，所以离开地方政府的协调，电煤合同的签订等于一句空话。与其说本地电煤合同的签订将是今年合同衔接的重点与难点，倒不如说本地电煤合同衔接的做法也是推动产煤地区经济发展方式转变的有效途径，是考验地方政府由执政到服务转变的手段。放开电煤价格各有利弊，一方面可以降低这些地方招商引资的吸引力，另一方面可以有效提高能源产业对经济的贡献率。
从公告全文分析，仍然是利用计划手段解决市场经济问题的思路。所以，今年的煤炭产运需衔接，“对立”是不可避免的，价格市场化是大势所趋。
第三，地方政府收取各项费用及之后涉及的煤炭资源税等新增税种的问题。考虑到本次价格干预政策的影响，根据实际情况，今后应坚持所有政府增加税种都设为价外税，由政府出具收税（费）票据，煤炭企业代收。
建议煤炭行业修订煤炭计价办法，今后煤炭计价应该全部为净煤价，同时标注其他税收（费用、基金）和其余收费项目明细，分开收取。
第四，对于煤矿办电厂的电煤衔接，应该同步提高这部分电厂的电煤价格。绕开电煤价格来维护自办电厂效益，虽然可以提高这类电厂的竞争力，但是会导致上网电价低于社会平均水平，造成企业总收入降低，竞争力提高的同时效益下降，现实已经证明了这一点。
第五，应增强合同的严肃性。强烈要求电煤合同均衡兑现，月度合同过期作废。根据以往的经验，一些电厂超订合同，选择对其有利的合同优先执行，履行合同时随意增减合同数量，以达到投机的目的。在电煤市场紧张的时候又要求政府出面协调，这个时候往往是煤炭资源相对紧张的时候，个别电力企业甚至要求煤矿递补合同，导致煤炭企业难以正常经营。 |
