近年來，我國以“電煤漲價、電價滯后、電企虧損、調價艱難”為特征的煤電矛盾反復出現，特別是今年，電煤價格繼續(xù)大幅上漲，發(fā)電企業(yè)財務狀況惡化，出現了減少庫存甚至缺煤停機現象，這成為 “電荒”的重要原因。煤電矛盾表面上看是煤企和電企兩家的價格博弈，本質上則是涉及煤、電、運和政府四方面的系統(tǒng)性問題。在這個產業(yè)鏈中，政府過度管制和行業(yè)壟斷問題十分突出，價格機制沒有發(fā)揮應有的調節(jié)作用，這是導致煤電矛盾的根本原因。
　　
　　煤電矛盾機理
　　
　　很多專家把煤電矛盾歸結為“市場煤”遇上“計劃電”，事實上電煤交易還不是一個完全意義上的市場行為。我國電煤交易分為重點訂貨合同交易與市場采購兩個不同的市場，重點合同煤可以拿到鐵路運力，煤價較低；市場煤主要靠公路和高價鐵路運力進行運輸，煤價較高。
　　
　　近年來，產煤大省紛紛出臺控制煤炭產量的“限產保價”措施，包括用“煤票”約束煤炭出省總量。在煤炭資源整合、整頓煤礦安全中，關停一部分中小煤礦，減少了煤炭產能。由于煤炭交易沒有形成全國統(tǒng)一的市場體系和各方共同遵守的交易規(guī)則，煤炭價格和產量受到控制，造成電煤市場缺少充分競爭。這就解釋了為什么近年來電煤價格上漲很快，但沒有帶動電煤產量大幅度增長的問題。
　　
　　而各種收費項目繁多，也推動了電煤價格的上漲。電煤成本中，除開采成本外，各種形式的收費占煤價的比重越來越高。有的產煤大省，除按國家規(guī)定向稅務部門繳納能源可持續(xù)發(fā)展基金外，還要繳納統(tǒng)配礦管理費、地方煤礦維簡費、中小學危房改造資金、林業(yè)建設基金等費用；對鐵路運輸和公路外運的煤炭收取運銷服務費；通過公路運輸的，向煤礦收取管理費；通過火車運輸的，向煤礦收取代銷費，等等。煤炭出省還要另外征收“出省費”。即使在產煤省內部，各市縣的收費項目和金額也沒有統(tǒng)一標準。現在，產煤省已經形成了促進煤炭漲價的內在動力，煤炭企業(yè)則進一步加大了生產成本和經營負擔。
　　
　　另一方面，鐵道運力市場化程度低，成為電煤加價的重要因素。我國很多地方的電煤物流成本達到電煤消費價格一半以上，下游企業(yè)不堪重負。鐵路運煤分計劃內車皮和計劃外車皮，計劃內運煤可執(zhí)行國家規(guī)定的運輸價格，計劃外運煤則要向中間環(huán)節(jié)付出相當高的代價，很多鐵路職工經營的“三產”、“多經”企業(yè)從中漁利，這早已是行業(yè)內公認的潛規(guī)則。再加上點車費、車板費等各種名目的收費，大大提高了運輸成本。煤炭供需關系越緊張，運輸中間環(huán)節(jié)的放大作用越明顯。
　　
　　從電價機制看，上網電價須審批，電力企業(yè)無法疏導成本上升因素。發(fā)電企業(yè)的上網電價和各類用戶的銷售電價，仍由行政審批決定。上網電價確定后，如果電煤漲價，電力企業(yè)就會要求政府出臺順價政策，否則無法避免電力行業(yè)大面積虧損；同理，某些時段電力供大于求時，電力企業(yè)也不能降價促銷。這種定價機制不僅壓抑了市場主體開拓電力市場的積極性，也使電力價格失去了調節(jié)供求關系的應有功能，造成電力資源不能合理配置。
　　
　　從發(fā)電企業(yè)看，計劃外發(fā)電量低價收購和發(fā)電量交易，抑制了企業(yè)多發(fā)電的積極性。我國發(fā)電調度至今仍沿用計劃經濟時期的辦法，由地方有關部門對各個機組平均分配發(fā)電量指標。發(fā)電量有計劃內和計劃外之分，計劃內電量按國家規(guī)定價格上網；超計劃發(fā)電量，則低價上網。
　　
　　人為設定的發(fā)電量計劃既不反映供求關系，也無科學依據。百萬千瓦、六十萬千瓦的高效節(jié)能機組要多發(fā)電只有兩種選擇，一是低于國家定價上網，二是向小火電機組購買發(fā)電量計劃指標。這等于變相鼓勵了高耗能小機組的發(fā)展。
　　
　　隨著煤價大幅上漲，火電廠多發(fā)電未必會多收益，甚至造成虧損。今年以來，全國很多地方用電緊張，不少電力企業(yè)不是開足馬力生產，而是在完成計劃電量后，就以停機檢修為名不再發(fā)電。這就解釋了為什么在“電荒”情況下，很多發(fā)電企業(yè)的利用小時數不升反降的反�，F象。
　　
　　而電力購銷差價過大，壓縮了電廠利潤空間。在大部分情況下，發(fā)電企業(yè)的上網電價是0.3—0.4元/千瓦時，而東部地區(qū)工業(yè)企業(yè)實際用電成本是上網電價的2—3倍，商業(yè)用電成本基本在1元/千瓦時以上。出現如此之高的購銷差價，除合理的發(fā)電成本和輸配電成本外，相當一部分是說不清道不明的交叉補貼和銷售環(huán)節(jié)各種形式的收費和加價，具有相當大的壓縮空間。
　　
　　近年來火電新投產項目減少，也導致新增發(fā)電能力不足。國際金融危機之后，用電量一度出現下降。這兩年除上大壓小機組外，新上火電項目數量不多。由于最近火電發(fā)電效益不好，一些已經具備投產條件的項目沒有投產，已核準的項目沒有開工，造成新增發(fā)電能力后勁不足。在這次“電荒”嚴重的省份，新投產項目偏少的問題尤為突出。其它發(fā)電方式中，水電、核電建設周期較長，風能、太陽能發(fā)電經濟性不夠，這些發(fā)電方式都無法在短時間內提供有效的電力供給。
　　
　　電荒治理思路
　　
　　煤炭從坑口運到電廠，再變成電送到插頭，整個產業(yè)鏈中政府過度管制和行業(yè)壟斷問題十分突出，價格機制沒有發(fā)揮應有的調節(jié)作用。緩解煤電矛盾，可以有兩種思路，一種是加強管制，一種是放松管制。
　　
　　近兩年，有關部門和專家學者提出的一些措施，如煤電聯動、煤電一體化、限制電煤價格、實施煤炭儲備等，總的方向是加強對煤電產業(yè)的干預，試圖以人為的調度、調價、管制代替市場機制化解煤電矛盾，實踐證明成效十分有限。
　　
　　從煤炭變?yōu)殡娏λ屯�消費端的過程中，每一個環(huán)節(jié)都糾纏著計劃內與計劃外、政府定價與市場定價、權力與尋租、看得見的手與看不見的手等等復雜關系。中國改革的方向是市場化改革，對煤電運產業(yè)鏈來講也不例外。
　　
　　化解煤電矛盾總的思路應當是：鼓勵競爭、公平交易，加強監(jiān)管、放松管制。近期應下決心盡快取消煤炭、運力、電力的計劃指標，大幅度減少政府對煤炭生產、流通環(huán)節(jié)的收費；增加電力、鐵路調度的透明度，在政府監(jiān)管下實行公開、公平、公正調度，最大限度地調動煤炭生產和電力企業(yè)發(fā)電積極性。同時，新上一批火電項目，提高電力供給能力。
　　
　　從長期來看，應選擇合適的時機建立全國電煤交易市場，完善以區(qū)域電力市場為主的電力市場，深化鐵路體制改革，逐步將電網、鐵路網的網絡運輸業(yè)務與電、煤產品的營銷業(yè)務分開，形成由市場供求關系決定煤價、電價、運價的價格形成機制。

來源：《能源》