煤电价格联动只是过渡之举

    为缓解煤电运矛盾，近三年来，国家先后实施了两个周期煤电价格联动，发电企业上网电价共计上调每千瓦时5.01分，在一定程度上缓解了发电企业生产经营的压力：2005年5月1日执 行初次实行煤电价格联动，上网电价上调2.52分；2006年6月30日执行第二次联动，上网电价上调2.49分。

    2005年初次实行煤电价格联动后，短期内效果明显。在煤炭价格上涨较快的情况下，在适度缓解煤价上涨对电力企业成本推动的压力上起到了积极作用。

    2006年执行第二次煤电价格联动时，正值国家首次放开重点电煤价格，由煤电双方自主确定交易价格。国家发改委取消了对电煤价格的临时性干预措施，在政府的调控下，由供需双方协商确定电煤价格。这标志着自1992年以来中国电煤市场的双轨制彻底终结，电煤定价实行市场化。从全局看，这是国家推进资源性产品价格改革的重要步骤。

    然而，自煤电联动启动以来，就颇为不顺。

    实施煤电价格联动，对消化发电企业成本增支因素发挥了积极作用；从价格机制来看，也有利于向市场化过渡。但是，这并没有从根本上解决火电企业的困境和煤电之争的深层次矛盾。

    对于煤炭企业来说，随着大批乡镇煤矿的关停和国家对其管理的渐渐严格，煤炭供应的不确定因素在增加；在煤炭成本核算体系中，资源成本、成品成本、环境成本、退出与发展成本都将逐步纳入体系之中，煤炭行业的经营压力也十分严峻。随着国际资源性产品价格的逐年走高，国内煤炭价格的涨价也在情理之中。

    一边是煤炭的“水涨船高”，一边是电力价格的“一头堵”。加之中国目前电力行业的四分之三仍为火力发电，对煤炭的依赖在短期内不可能得到改观。因此，在煤电价格联动不到位的情况下，发电企业大幅亏损的情况仍会出现。2007年，五大国有发电集团支出成本3374亿元，同比增长26.88%，电煤价格上涨是成本增加的主要因素。2008年前两个月，更是出现了火电全行业亏损，亏损面几乎达70%。

    煤价和电价，同为能源产业链条上的上下游产品，一个在涨，一个不动；一个遵循市场活动，一个按照计划行事。怎样才能理顺？

    其实，随着市场经济体制的逐步确立，电价形成机制最终也是要走向市场化，煤电价格联动只是目前的一种过渡之举。

    虽如此，但既然在未来某段时间仍有可能实行第三次煤电价格联动，我们还是要关注煤电价格联动机制可能引发全社会生产成本的上升的情况。

    据理论测算，1.00%的电力价格上涨将引起物价总水平0.089%的上涨幅度。在通货膨胀压力较大的情况下，要进一步完善成本价格形成机制，国家电监会的官方态度则是“建立反映资源稀缺程度和供求关系的电价机制难度较大”。

    但是，我们仍要充分肯定和认识资源性产品价格改革的必要性和重要意义，也必须通过价格灵敏地反映资源的稀缺程度和供求关系。关键在于，电力市场化改革必须有合理的市场规则，必须建立更加完善的价格传导机制，否则就不利于整个产业链的发展，改革也就无法达到预期目标。

    现在，电煤价格改革屡屡出现裂痕。电力系统几次要求涨价，第三次的煤电价格联动可能还会是应急之策，但更重要的是如何推进和完善。一种有利于发挥煤电价格联动作用的长效机制亟待建立。

    从另一方面看，2006年开始的电煤价格市场化改革，业已解除了国家对电力的保护性政策，使电力行业直接面对市场经济的狂风暴雨，也从外部强化了电力改革的动力。

    国家已经于2007年推出了“十一五”电力改革的主要步骤和方向，对于电力发展面临的突出矛盾，要求通过进一步深化改革来解决。在中国电力供需形势趋于缓和，总装机容量突破7亿千瓦，导致未来电力供应竞争必然加剧的形势下，电力改革也正在寻求新的突破口。推进输配分开、加快产权多元化、培育合格的市场主体等改革措施已在酝酿之中。

    理论认为，只有推进输配分开改革，才能从制度上解决实施电价改革的障碍。在制定合理的输、配电价和数配成本规则的基础上，上网电价和销售电价的联动机制才能最终建立，电价改革方案才能全面实施，通过市场竞争形成电价的机制也才能最终形成。

    随着改革的深化，长期以来积累的煤电矛盾才能从根本上找到解决的突破口。届时，过渡之举的煤电价格联动才可能真正被通过市场竞争形成电价的机制所取代。

来源：新华网