煤電矛盾源于市場機制缺失

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性問題。

　　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，電煤價格繼續大幅上漲，發電企業財務狀況惡化，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性問題。在這個產業鏈中，政府過度管制和行業壟斷問題十分突出，價格機制沒有發揮應有的調節作用，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一的市場體系和各方共同遵守的交易規則，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，除按國家規定向稅務部門繳納能源可持續發展基金外，還要繳納統配礦管理費、地方煤礦維簡費、中小學危房改造資金、林業建設基金等費用；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，計劃內運煤可執行國家規定的運輸價格，計劃外運煤則要向中間環節付出相當高的代價，很多鐵路職工經營的“三產”、“多經”企業從中漁利，這早已是行業內公認的潛規則。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，運輸中間環節的放大作用越明顯。

　　從電價機制看，上網電價須審批，電力企業無法疏導成本上升因素。發電企業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，電力企業就會要求政府出臺順價政策，否則無法避免電力行業大面積虧損；同理，某些時段電力供大于求時，電力企業也不能降價促銷。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供求關系的應有功能，造成電力資源不能合理配置。

　　從發電企業看，計劃外發電量低價收購和發電量交易，抑制了企業多發電的積極性。我國發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電量指標。發電量有計劃內和計劃外之分，計劃內電量按國家規定價格上網；超計劃發電量，則低價上網。

　　人為設定的發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能機組要多發電只有兩種選擇，一是低于國家定價上網，二是向小火電機組購買發電量計劃指標。這等于變相鼓勵了高耗能小機組的發展。

　　隨著煤價大幅上漲，火電廠多發電未必會多收益，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電。這就解釋了為什么在“電荒”情況下，很多發電企業的利用小時數不升反降的反常現象。

　　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，發電企業的上網電價是0.3—0.4元/千瓦時，而東部地區工業企業實際用電成本是上網電價的2—3倍，商業用電成本基本在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節各種形式的收費和加價，具有相當大的壓縮空間。

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