煤电矛盾源于市场机制缺失

煤电矛盾表面上看是煤企和电企两家的价格博弈，本质上则是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。

　　近年来，我国以“电煤涨价、电价滞后、电企亏损、调价艰难”为特征的煤电矛盾反复出现，特别是今年，电煤价格继续大幅上涨，发电企业财务状况恶化，出现了减少库存甚至缺煤停机现象，这成为 “电荒”的重要原因。煤电矛盾表面上看是煤企和电企两家的价格博弈，本质上则是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。在这个产业链中，政府过度管制和行业垄断问题十分突出，价格机制没有发挥应有的调节作用，这是导致煤电矛盾的根本原因。

　　煤电矛盾机理

　　很多专家把煤电矛盾归结为“市场煤”遇上“计划电”，事实上电煤交易还不是一个完全意义上的市场行为。我国电煤交易分为重点订货合同交易与市场采购两个不同的市场，重点合同煤可以拿到铁路运力，煤价较低；市场煤主要靠公路和高价铁路运力进行运输，煤价较高。

　　近年来，产煤大省纷纷出台控制煤炭产量的“限产保价”措施，包括用“煤票”约束煤炭出省总量。在煤炭资源整合、整顿煤矿安全中，关停一部分中小煤矿，减少了煤炭产能。由于煤炭交易没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则，煤炭价格和产量受到控制，造成电煤市场缺少充分竞争。这就解释了为什么近年来电煤价格上涨很快，但没有带动电煤产量大幅度增长的问题。

　　而各种收费项目繁多，也推动了电煤价格的上涨。电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费占煤价的比重越来越高。有的产煤大省，除按国家规定向税务部门缴纳能源可持续发展基金外，还要缴纳统配矿管理费、地方煤矿维简费、中小学危房改造资金、林业建设基金等费用；对铁路运输和公路外运的煤炭收取运销服务费；通过公路运输的，向煤矿收取管理费；通过火车运输的，向煤矿收取代销费，等等。煤炭出省还要另外征收“出省费”。即使在产煤省内部，各市县的收费项目和金额也没有统一标准。现在，产煤省已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。

　　另一方面，铁道运力市场化程度低，成为电煤加价的重要因素。我国很多地方的电煤物流成本达到电煤消费价格一半以上，下游企业不堪重负。铁路运煤分计划内车皮和计划外车皮，计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价，很多铁路职工经营的“三产”、“多经”企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。煤炭供需关系越紧张，运输中间环节的放大作用越明显。

　　从电价机制看，上网电价须审批，电力企业无法疏导成本上升因素。发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，仍由行政审批决定。上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损；同理，某些时段电力供大于求时，电力企业也不能降价促销。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了调节供求关系的应有功能，造成电力资源不能合理配置。

　　从发电企业看，计划外发电量低价收购和发电量交易，抑制了企业多发电的积极性。我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由地方有关部门对各个机组平均分配发电量指标。发电量有计划内和计划外之分，计划内电量按国家规定价格上网；超计划发电量，则低价上网。

　　人为设定的发电量计划既不反映供求关系，也无科学依据。百万千瓦、六十万千瓦的高效节能机组要多发电只有两种选择，一是低于国家定价上网，二是向小火电机组购买发电量计划指标。这等于变相鼓励了高耗能小机组的发展。

　　随着煤价大幅上涨，火电厂多发电未必会多收益，甚至造成亏损。今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。

　　而电力购销差价过大，压缩了电厂利润空间。在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.3—0.4元/千瓦时，而东部地区工业企业实际用电成本是上网电价的2—3倍，商业用电成本基本在1元/千瓦时以上。出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价，具有相当大的压缩空间。

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