去年以來，煤電矛盾日益凸顯。煤炭與電力企業無法達成價格協議；發電、電網企業在煤價上漲壓力下，呼吁國家調高上網電價和銷售電價；部分煤炭產地政府從自身利益出發，提出了限產保價；國家囿于各種復雜情況的制約，難以下決心調整煤價和電價，醞釀已久的煤炭資源稅也遲遲不能出臺。我國能源結構以煤為主，不梳理好煤電關系，將嚴重影響國民經濟的健康運行。  

　　 煤電矛盾看似煤企和電企兩家之間的博弈，實際是涉及煤、電、運和政府四方面的系統性問題。已經放開的“市場煤”，其市場機制并不完善；尚未放開的“計劃電”，無法按照市場供求關系形成價格；鐵路運力的市場化程度遠遠滯后于煤、電、運產業鏈的其他環節；同時，煤炭產地的地方政府也對煤炭供應的數量和價格產生著巨大影響，這些都構成了煤電矛盾的深層次原因。為了理順煤電價格機制，國家應統籌考慮煤、電、運產業鏈上下游關系，以交易入市、網運分核、規范收入、系統監管的思路，抓緊建立煤炭、電力、運力三個有形市場，適時出臺煤炭資源稅，清理各種中間環節收費，加強對市場的監管。通過這些措施，在煤、電、運各個環節和政府之間建立起與市場經濟相適應的價格形成機制與管理體制，從而在根本上解決煤電矛盾。  
　　  
　　 跳出“定價上找原因，調價上找出路”的思路  
　　  
　　 長期以來，各方面提出解決煤電矛盾的方案，很多是從定價上找原因，再從調價上找出路，這個思路很難行得通。其中，最有代表性的是建立規范的煤電聯動機制，即上網電價與煤炭價格聯動，銷售電價與上網電價聯動，消化電煤漲價因素。  

　　 煤電聯動無法全面反映煤炭漲價因素。國家發展改革委2004年頒布的煤電聯動辦法規定，以2004年5月底的電煤車板價為基礎，原則上以不少于6個月為一個周期，若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價。聯動的標準為煤價漲幅的70%，另30%的漲價因素由電力企業消化。由于2004年以來煤炭連續大幅度上漲，發電企業已經無力承擔30%的煤價上漲因素。  
　　 聯動調節具有被動性和滯后性的特點，由于煤電聯動是一種人為裁量和操作的定價機制，當通貨膨脹壓力較大時（如去年上半年），調價呼聲雖高，但調價余地較小；當通貨緊縮壓力較大時（如今年以來），為避免增加工商企業負擔，調價仍難以實施。因此，最近幾次實施煤電聯動，批準提高電價的作用僅限于緩解電力企業的燃“煤”之急，無法反映電力企業的實際用煤成本變化。  

　　 聯動還促成了煤、電單向漲價機制。在電煤價格談判中，煤炭企業認為，不論電煤價格漲多少，電力企業早晚都可以通過聯動“順出去”。況且煤炭已經市場化，應當根據市場情況調整價格，如果認為價格不理想也可以不賣。近年來，發電企業投資規模較大，財務費用高，資產負債率已超過80%，尤其是火力發電企業，燃料成本居高不下。為了保障經濟發展和人民生活需要，不能停機停電。遇到迎峰度夏、迎峰度冬、“兩會”、奧運會等重點時段，不論煤價多高，發電企業都要購煤發電。因此，在電煤談判中，發電企業對煤炭漲價大都只能被動接受，把擺脫困境的希望全部寄托在“煤電聯動”上。供電緊張時要求國家漲電價，供電富余時要求國家解決遺留問題，還是要漲電價。  
　　 可以預見，如果繼續執行煤電聯動辦法，在短時間內和一定程度上能夠緩解發電企業虧損壓力，但無法使他們真正擺脫困境。電價上漲后，隨之而來的將是煤炭新一輪漲價，電力企業再次提出煤電聯動要求，最終促成煤電輪番漲價。這一輪番漲價規律已被過去幾次煤電聯動所證實，而每聯動一次，下游工商企業將承擔更大的電費負擔。因此，煤電聯動，難以作為長久之計。  

　　 也有一種觀點認為，可以用限制電煤價格的措施來化解二者矛盾。去年國家出臺了電煤價格臨時干預措施，實際效果并不理想。從歷史上看，市場經濟條件下政府對商品下達限價令后，廠商可以停止供貨、以次充好，也可以轉入地下交易，限價令一般無法達到預期效果。這些情況在實施電煤價格臨時干預措施時都遇到過。  
　　  
　　完善市場機制是根本解決之道  
　　  
　　 商品價格是市場供求關系形成的，沒有市場，價格形成機制也就無從談起。煤炭從坑口運到電廠，再變成電送到插頭，經過的每一個環節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“剪不斷、理還亂、真發愁”的復雜關系。理順煤電價格形成機制，需要全面考慮煤、電、運上下游各個環節的關系，可以考慮按照“交易入市、網運分核、規范收入、系統監管”的思路，建立和完善電煤市場、電力市場、運力市場，轉變政府管理方式，做到市場秩序規范，交易公開透明，政府監管有效。具體措施可以包括：  

　　 建立全國電煤交易市場。國內很多大宗商品交易，如部分糧食品種、棉花、有色金屬、成品油等，歷史上大都出現過供求關系緊張、價格大起大落的情況，后來逐步打破傳統計劃體制下的購銷方式，建立了全國統一的現貨市場和期貨交易。電煤交易應當參考這些經驗，建立“全國電煤交易市場”，可以包括兩個組成部分，一是現貨市場，對電煤進行實物集中交易，做到產需多方報價、運力緊密銜接、信息公開透明、市場規范有序。二是期貨市場，與全球電煤市場相銜接，幫助市場參與者預測供求形勢和價格走勢，通過套期保值，規避價格風險。  

　　 全國電煤交易市場可以實行會員制，由參與交易各方（包括煤、電、運企業）和監管方共同制定交易規則，通過計算機系統集中競價、自動撮合交易，建立規范的結算、交割制度。為增加電煤交易透明度，可建立市場信息披露制度，編制電煤交易價格指數，增加交易透明度，盡量減少交易雙方信息的不對稱。  

　　 將電煤運力納入市場交易。運力對理順煤電關系有著決定性的影響。為了保障煤炭交易能夠獲得足夠運力，可以考慮將電煤計劃內與計劃外運力并軌。按照“管住網、放開運”的思路，先核定鐵路電煤運輸的基礎運價；同時，以電煤運輸為主的鐵路線路開展試點，整合鐵路系統現有的“三產”、“多經”和其他中介企業，成立若干家鐵路煤炭承運公司；將承運公司的運力制作成交易品種，納入全國電煤交易市場進行交易；運輸完成后，承運公司按基礎運價向鐵路部門交納過路費。 
  
　　 開展電力直接交易。世界上許多國家已經改變了傳統的電力交易方式，電力市場運行主要由發電方與用電方進行直接交易。結合我國大用戶直購電試點的經驗和反映出的問題，中國應當學習國外先進經驗，全面推進電力直接交易。具體措施包括：國家合理確定電網輸配電價，先行對輸配電業務實行內部財務獨立核算，在試點基礎上實施輸配分開。擴大用戶直接購電范圍，由發電企業與用戶自行商定電力、電量、電價等事宜，簽訂各種期限的購電合同。電力直接交易應以區域電力市場為主，推行“多買多賣”的交易方式。負責電力輸送的電網企業相應收取輸配環節的過網費，逐步減少并最終退出電力交易中的購買方角色。當然，建立完整意義上的電力市場，還需要按照節能調度辦法確定發電市場節能環保準入條件，將電網交叉補貼由暗補改為中央和地方政府明補。在條件成熟的情況下，建立獨立于電網的調度中心、電力交易平臺和結算中心。  

　　 適時出臺煤炭資源稅。在金融危機影響下，我國煤炭生產能力供過于求或供求平衡的形勢至少會持續一年以上。國家可以抓住這一時機，規范煤炭產地的各類收費。主要包括，取消資源大省自行出臺的煤炭收費項目，出臺煤炭資源稅，統一計稅依據，提高稅負水平，規范征收管理，保證煤炭輸出省的財政收入。  

　　 加強政府對市場的監督和管理。隨著煤、電、運市場機制的完善，除輸配電價、鐵路基礎運價由政府審定外，其他價格均由市場供求關系形成。相關政府主管部門應當從審批職能中擺脫出來，把主要精力放在制定市場規則，打破條塊分割，健全法律法規，研究建立涉及煤、電、運產業鏈上下游的政府監管部門。  
　　  
　　市場化路線可以實現多方共贏  
　　  
　　 通過“交易入市、網運分核、規范收費、系統監管”，可以完善電煤、電力、運力市場，轉變政府管理職能，對于交易各方和政府來說是一個多贏的設想。  

　　 建立電煤交易市場，有利于提高交易效率，減少中間環節，避免電煤價格大起大落；將鐵路運力納入電煤市場交易，可以減少物流環節成本；取消地方政府亂收費，出臺煤炭資源稅，可以減少煤炭銷售成本。這三項合計，當前能夠在基本不影響煤炭企業收益的情況下，使電煤價格在現有基礎上有所下降。  

　　 長期以來，一部分鐵路運輸收益落入了中間環節和灰色地帶。通過網運分開，核定鐵路基礎運價后，鐵路運煤價格應高于原來的計劃定價，鐵道部門挖掘運輸潛力，可以多運多收。  

　　 通過建立電煤交易市場降低電煤價格，可以減少電力企業的燃料成本。開展電力直接交易，形成電力市場，可以增加發電企業在電力銷售和電價協商中的選擇權，一般只有在順價銷售時才與用戶簽訂購電合同，有利于保證企業的合理收益。  

　　 電網企業雖然逐步退出電力交易中作為購買方的地位，但由于國家按電網的有效資產核定了輸配電價，能夠穩定地保證電網企業的合理收益。如果電網加強管理、科學調度、提高效率，還會有進一步增收的潛力。  

　　 實施電力直接交易后，減少了交易環節，降低了交易成本，取消了各種亂收費，當前電力用戶的實際用電成本會在現有基礎上有所降低。  

　　 由于電煤、電力、運力價格均由市場供求關系形成，可以使政府從紛繁復雜的價格沖突中解脫出來，在根本上減輕每年協調“煤電運”的壓力，把有限的公共管理資源放在制定規則、加強監管上來。  

　　 當然，對于現在煤、電、運交易的各種中間環節、電網和鐵路的“三產”“多經”、出臺亂收費的地方政府部門來說，這些做法將減少和取消他們的收益。對必不可少的中間環節來說，在規范的市場競爭環境下，其收益也將回歸社會平均利潤。