為緩解煤電運矛盾，近三年來，國家先后實施了兩個周期煤電價格聯動，發電企業上網電價共計上調每千瓦時5.01分，在一定程度上緩解了發電企業生產經營的壓力：2005年5月1日執 行初次實行煤電價格聯動，上網電價上調2.52分；2006年6月30日執行第二次聯動，上網電價上調2.49分。

    2005年初次實行煤電價格聯動后，短期內效果明顯。在煤炭價格上漲較快的情況下，在適度緩解煤價上漲對電力企業成本推動的壓力上起到了積極作用。

    2006年執行第二次煤電價格聯動時，正值國家首次放開重點電煤價格，由煤電雙方自主確定交易價格。國家發改委取消了對電煤價格的臨時性干預措施，在政府的調控下，由供需雙方協商確定電煤價格。這標志著自1992年以來中國電煤市場的雙軌制徹底終結，電煤定價實行市場化。從全局看，這是國家推進資源性產品價格改革的重要步驟。

    然而，自煤電聯動啟動以來，就頗為不順。

    實施煤電價格聯動，對消化發電企業成本增支因素發揮了積極作用；從價格機制來看，也有利于向市場化過渡。但是，這并沒有從根本上解決火電企業的困境和煤電之爭的深層次矛盾。

    對于煤炭企業來說，隨著大批鄉鎮煤礦的關停和國家對其管理的漸漸嚴格，煤炭供應的不確定因素在增加；在煤炭成本核算體系中，資源成本、成品成本、環境成本、退出與發展成本都將逐步納入體系之中，煤炭行業的經營壓力也十分嚴峻。隨著國際資源性產品價格的逐年走高，國內煤炭價格的漲價也在情理之中。

    一邊是煤炭的“水漲船高”，一邊是電力價格的“一頭堵”。加之中國目前電力行業的四分之三仍為火力發電，對煤炭的依賴在短期內不可能得到改觀。因此，在煤電價格聯動不到位的情況下，發電企業大幅虧損的情況仍會出現。2007年，五大國有發電集團支出成本3374億元，同比增長26.88%，電煤價格上漲是成本增加的主要因素。2008年前兩個月，更是出現了火電全行業虧損，虧損面幾乎達70%。

    煤價和電價，同為能源產業鏈條上的上下游產品，一個在漲，一個不動；一個遵循市場活動，一個按照計劃行事。怎樣才能理順？

    其實，隨著市場經濟體制的逐步確立，電價形成機制最終也是要走向市場化，煤電價格聯動只是目前的一種過渡之舉。

    雖如此，但既然在未來某段時間仍有可能實行第三次煤電價格聯動，我們還是要關注煤電價格聯動機制可能引發全社會生產成本的上升的情況。

    據理論測算，1.00%的電力價格上漲將引起物價總水平0.089%的上漲幅度。在通貨膨脹壓力較大的情況下，要進一步完善成本價格形成機制，國家電監會的官方態度則是“建立反映資源稀缺程度和供求關系的電價機制難度較大”。

    但是，我們仍要充分肯定和認識資源性產品價格改革的必要性和重要意義，也必須通過價格靈敏地反映資源的稀缺程度和供求關系。關鍵在于，電力市場化改革必須有合理的市場規則，必須建立更加完善的價格傳導機制，否則就不利于整個產業鏈的發展，改革也就無法達到預期目標。

    現在，電煤價格改革屢屢出現裂痕。電力系統幾次要求漲價，第三次的煤電價格聯動可能還會是應急之策，但更重要的是如何推進和完善。一種有利于發揮煤電價格聯動作用的長效機制亟待建立。

    從另一方面看，2006年開始的電煤價格市場化改革，業已解除了國家對電力的保護性政策，使電力行業直接面對市場經濟的狂風暴雨，也從外部強化了電力改革的動力。

    國家已經于2007年推出了“十一五”電力改革的主要步驟和方向，對于電力發展面臨的突出矛盾，要求通過進一步深化改革來解決。在中國電力供需形勢趨于緩和，總裝機容量突破7億千瓦，導致未來電力供應競爭必然加劇的形勢下，電力改革也正在尋求新的突破口。推進輸配分開、加快產權多元化、培育合格的市場主體等改革措施已在醞釀之中。

    理論認為，只有推進輸配分開改革，才能從制度上解決實施電價改革的障礙。在制定合理的輸、配電價和數配成本規則的基礎上，上網電價和銷售電價的聯動機制才能最終建立，電價改革方案才能全面實施，通過市場競爭形成電價的機制也才能最終形成。

    隨著改革的深化，長期以來積累的煤電矛盾才能從根本上找到解決的突破口。屆時，過渡之舉的煤電價格聯動才可能真正被通過市場競爭形成電價的機制所取代。

來源：新華網