国家发改委于8月20日将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，销售电价暂不做调整。同时要求各级价格主管部门加强对电煤价格临时干预措施的监督检查，督促煤炭生产企业严格执行国家电煤价格政策，不得借机提高或变相提高煤炭价格；严格履行签订的订货合同，提高合同兑现率。这已是短短两个月来针对当前煤电矛盾出台的第三项政策，接近5%的提价无疑会使身处水深火热之中的电力企业松一口气，但同6.19、7.24的两次措施一样，本次调价在实施过程中可能仍会产生意想不到的负面效应，最终导致政策失灵。因此，针对本次调高上网电价的措施能否有效起到化解当前电煤矛盾、缓解全国电荒的作用，缺乏乐观判断。

一、当前我国煤电领域矛盾加剧的主要原因

入夏以来，全国大部分地区出现严重电荒，合计电力缺口达到3600万千瓦，十多个省市拉闸限电。与2004年由电力装机容量欠缺引发的全面电荒不同，本次电荒的原因在于煤价高企导致电力企业亏损、发电积极性下降、“重点合同煤”兑现率下降，其本质是由于电力价格形成机制的缺陷最终引发的全面电荒。

（一）电煤供不应求是煤电矛盾的根源。

社会经济较快发展导致能源需求快速增长。近年来，我国用电量以每年10%的速度增长，煤炭消费量也由2003年的15.79亿吨增加到2007年的25.8亿吨，年平均增长13%。而煤炭资源的稀缺性决定了其产量不可能保持长期高速增长。据中电联统计：2008年1-7月，全社会用电量同比增长10.91%；而规模以上电厂发电量同比仅增长8.1%。受电煤供不应求和电力企业发电积极性下降的双重影响，电煤供应缺口不断加大。

供求关系的滞后效应导致煤炭呈现卖方市场。2004年的严重电荒使各地区加大电力建设，发电机组以每年数千万甚至上亿千瓦的速度增长，对电煤的需求迅速增大，数年来电煤过剩的格局于今年彻底扭转，电煤供应出现紧张态势。由于电力设施建设周期较长，延长了供求关系转变的滞后效应。因此，目前煤炭呈现明显的卖方市场，煤电关系的再平衡需要一定时间。

资源整合、安全整顿导致煤炭有效供给不足。近年来，在安全生产和节能降耗的政策指引下，相关部门坚决关停了部分产能低、安全措施不到位的小煤矿，而全国小煤矿产能占总产能的近一半，导致煤炭资源有效供给不足。

（二）复杂的中间环节滋生暴利。

铁路运力瓶颈导致运输费用暴涨。和煤炭一样，铁路运力也跟不上电力需求的增长步伐。2008年受雪灾和震灾的影响，全国新增铁路运力仅6000万吨，远低于2007年的8500万吨水平。车皮作为稀缺资源受到争抢，由此衍生的“铁路代办费”、“包发费”进一步抬高了运输价格。而作为替代的公路运输需要支付油耗、过路费、养路费、保险、司机工资等费用，以及不合理的高额罚款，均摊到每吨电煤近200元。

地方保护主义导致乱收费现象严重。湘、渝、川、豫、皖先后出台“煤炭价格调节基金”，即出省煤炭每吨要支付35-70元的额外费用，部分地区虽未公开收费，但名目繁多的“地销票”、“出省票”及过境费用进一步抬高了流通环节成本。

针对煤炭领域的投机行为愈演愈烈。在能源市场上，当某一资源越紧张，投机抄家就越集中。随着国内煤价一路飙升，投机者蜂拥而至，对煤价上升起到了推波助澜的作用。

（三）“市场煤”与“计划电”是煤电矛盾的核心。

今年以来，由市场定价的煤炭价格涨势强劲，主要原因一是国内电煤供不应求；二是因国际原油价格飙升，作为主要替代品的煤炭价格亦随之上升，纽卡斯尔港动力煤FOB价格一度升至194.79美元/吨，相比年初上涨98%，带动国内价格随之上涨并激发了煤企强大的出口欲望。秦皇岛港5500大卡／千克动力煤的平仓价格由年初的520元最高时涨至1080元，涨幅超过100%。而我国电价受到政府部门严格管制，6月19日电价提高0.25元，分给电力公司仅为0.17元，涨幅仅为3.4%,对于翻倍的电煤成本无异于杯水车薪，同时，被电力企业视为生命线的重点合同煤由于与市场煤存在巨大价差，履约率一降再降，电企只能从市场上找煤，使亏损幅度加剧。7月底五大电力公司亏损幅度已近百亿，反映出电价管制在市场经济发展中越来越不适应，亟需深化改革。

二、政策分析和效果预测

短期内第三次煤电政策的出台基本可以宣告前两次政策的失败。虽然前两次政策的出发点是好的，但所谓“上有政策、下有对策”，与市场经济规律相悖的限价政策会衍生诸多负面效应，最终无法达到预定效果。6月19日，今年来全国首次提高销售电价0.25元，并对全国发电用煤实施临时价格干预，该措施颁布后一个月内全国电煤价格涨幅超过22%，重点合同兑现率快速下降、电荒的范围和程度持续加大。而7月24日“二次限价令”的颁布旨在扼制流通环节的暴利和变相涨价行为，同时对重点合同兑现率下降等方面作了补充，但该措施由于可操作性低，同时引发了囤煤惜售、以次充好等现象，虽然具有指示意义的秦皇岛煤价最终回落至6月下旬水平，但由于限价是对价格形成机制的进一步扭曲，最终未能缓解全国电荒和电企亏损的程度。而本次限制销售电价的措施虽然可极大改善火电企业的经营状况，但仍不可避免地引发以下负面效应：

（一）电网让利无益于从根本上解决煤电矛盾。

本次单方面提高上网电价，将成本滞留在电网环节，相当于由电网公司承担电力企业部分损失，是拆东墙补西墙的做法。两家电网公司2008年售电计划为2.5万亿千瓦时，调价0.02元将使电网公司今年增加购电成本约150亿元，虽然电网公司效益相对较好，但考虑到近年电网建设投资力度较大，且雪灾和震灾使其蒙受了较大损失，国家电网上半年利润仅29亿，若压力较长时间滞留在电网环节，有可能使其重蹈电力企业亏损、减薪、裁员的覆辙。更有坊间传言本次调价乃是某电网公司领导向上做出的高姿态，有为个人政治利益牺牲企业经济利益之嫌。因此，让电网让利绝非长久之计，国家要出台有效的政策去解决矛盾而非转嫁矛盾。

（二）“小步走、不停步”可能导致煤价螺旋式上升。

从本次调价幅度来看，国家极可能采用逐步调价的措施，鉴于6.19调价后电煤以每周50元的速度飙升，未来一系列的小步调价可能带动煤价螺旋式上升。同时，随着电、煤连续涨价预期不断加大，在价格扭曲的环境下，将大量滋生针对该领域的投机行为，新一轮的煤企囤煤惜售、甚至火电企业有电不发、电网有电不收均有可能出现。

（三）限制销售电价和煤价难以保护资源、促进节能降耗。

近年来我国煤炭开采量和电力消费量以每年10%左右的速度快速增加，在国家节能降耗减排的大方针下，这一数字明显过高。同时，限制煤价不利于我国发电结构的改善，较低的煤、电、油、气价格对于新能源的开发利用具有抑制作用，难以缓解主要能源进口依存度不断增高的不利状况。

三、缓解煤电矛盾的相关建议

（一）提高销售电价是解决煤电矛盾的当务之急。

在煤电矛盾如此剧烈的情况下，销售电价仍仅于6月19日提高5%，相关部门主要考虑的是CPI的承受能力。实际上，今年7月CPI价格同比上涨仅6.3%，已持续3个月回落，给上调电价提供了空间。据北京市相关数据测算，电价每升高1%，会影响物价指数0.132%，因此，销售电价提高5%甚至10%，CPI将提高0.65%至1.3%，考虑到价格传导的不完全性，如此幅度将不会对CPI产生重大影响。而调高电价10%，可从根本上解决电力公司以及将来电网公司的亏损，故提高销售电价是解决煤电矛盾的当务之急。同时销售电价的提高还有利于高耗能、高污染产业的结构调整，有利于企业节能技术的开发利用，有利于培养居民养成节电节能的生活习惯，改善能源生产和消费结构，有效地贯彻成国家节能减排降耗的政策，最终对稀缺资源起到保护作用。

（二）提高煤炭业集中度，建立现代化煤炭市场交易制度。

我国煤炭行业集中程度较低，截至2007年底，煤炭企业约有1.6万家，最大的煤炭生产企业神华集团产量也仅为全行业的6.6%。产业集中度低导致开发秩序混乱，小煤矿安全保障能力差，行业内部竞争过度。因此，国家应对煤炭业的股份制重组整合给予政策引导，鼓励发展亿吨级企业。

同时应择机建立全国性的煤炭交易中心，形成相对统一合理的坑口价格，并对煤炭企业建立信用评级制度，督促其提高重点合同兑现率，对以次充好、擅自提价的煤矿加以处罚。

（三）输煤输电并举，加强运输环节管理。

应构建科学合理的煤电综合运输体系，从根本上解决运力紧张的问题。在煤炭开发中心就地建设大型煤炭基地，提高煤电就地转化比例，改输煤为输电，减轻电煤运输压力。同时督促铁路及相关部门加快运力建设，全力优先保障能源运输，并打击运输环节乱收费现象。

（四）理顺电力价格形成机制，改进电力交易方式。

应考虑改进电力交易机制，由电力企业和用户直接决定价格，电网公司只收取合理固定的电网使用费，把输配电价和销售电价分离开来，最终形成上网电价、输电价、配电价和销售电价。

坚定执行差别电价制度，对高耗能、高污染行业实施差别电价。在全国范围内推广梯级电价、峰谷电价制度，减少电力不合理需求，合理配置资源，全力保障居民生活、农业生产、高科技等优势行业用电。同时实行节能发电调度，根据火电机组煤耗由低到高，依次安排机组上网发电，以减少中间环节、节能降耗。

(五) 调整电力结构，发展新能源。

目前我国火力发电占总发电量的比例高达78%，对不可再生资源煤炭的依赖性过大。应着力调整电力生产结构，提高水电、核电、气电的比例并给予相关政策支持，加大风力、太阳能等新能源的研究开发力度，逐步提高清洁能源、新能源对煤炭的替代效应。

                                         （经济研究部 贾秋淼）