煤电关系“越搞越僵” 拷问定价机制

　　一边是坚挺的煤价，一边是越发电越亏损的电厂，中间伴随着各地此起彼伏的缺电叫苦声。随着冬季取暖用电高峰来临，今年的煤电矛盾呈现比往年更为尖锐的态势。煤电僵局看似只是煤企与电企之间的博弈，实际是涉及煤炭、电力、运输和政府监管四方的体制性矛盾。短期看,煤电联动机制可解一时“燃煤之急”，但大力推进电价形成机制改革方是长策。

　　每发一度电亏损7分钱

　　中国电力企业联合会预测，今冬明春全国最大电力缺口在4000万千瓦左右。可是与以前长期由于发电装机容量不足导致的“硬缺电”相比，当前面临的则是在装机充裕的情况下的“电荒”。

　　山东济南市东郊的华能黄台电厂厂长王喜春算了一笔账：到厂市场煤价将近1000元一吨，昂贵的煤价加上其他费用，一度电的发电成本是0.5元左右，而上网电价是0.4219元，意味着每发一度电就亏损7分多钱。

　　黄台电厂只是众多火电厂的一个缩影。目前，在火电发电成本中，煤炭占到总成本的70%左右。自2004年以来我国煤价累计上涨了200%，而同期电价涨幅不到40%，火电企业利润被“挤压”，造成全行业大面积亏损。大唐集团董事长刘顺达介绍，这家发电量占到全国十分之一的大型发电企业，在全国的88家火电厂中已有62家亏损，亏损面达70.5%，其中28家已资不抵债。

　　从记者调查的情况看，一些价格相对便宜的重点合同电煤兑现率不高。业内人士预计今年全国消耗电煤约19亿吨，其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现，这些重点电煤合同的兑现率不到50%。

　　多重矛盾形成“煤电僵局”

　　业内人士认为，高企的电煤价格导致火电企业持续亏损，进而造成用电缺口不断扩大，如此“煤电僵局”的背后是多重矛盾的叠加。

　　一是市场、计划电煤价差扩大，电厂燃料成本不断攀升。对电厂而言,到厂电煤包括两部分，一部分是到厂重点计划电煤，另一部分是到厂市场电煤。近些年两者价格差不断扩大，造成了重点煤炭合同签订量减少、兑现率减少的窘况。

　　二是煤电价格传导机制不畅，电厂持续亏损打击生产积极性。在无法严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下，“煤电联动”是最符合市场经济逻辑的政策选择。2004年底,有关部门就制定了煤电联动机制，但这一机制随后并没能很好执行。

　　三是许多煤矿其实也在做“赔本买卖”。摆在煤矿企业面前的窘境是,电煤与市场煤、省内价与省外价存在较大差距,如贵州目前的电煤与市场煤每吨差价300多元，但是，保障电煤、民用煤、重点企业用煤都是“政治任务”，企业明知是“赔本的买卖”，只能暂时丢掉市场保电煤，生产积极性也大受影响。

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