去年以来，煤电矛盾日益凸显。煤炭与电力企业无法达成价格协议；发电、电网企业在煤价上涨压力下，呼吁国家调高上网电价和销售电价；部分煤炭产地政府从自身利益出发，提出了限产保价；国家囿于各种复杂情况的制约，难以下决心调整煤价和电价，酝酿已久的煤炭资源税也迟迟不能出台。我国能源结构以煤为主，不梳理好煤电关系，将严重影响国民经济的健康运行。  

　　 煤电矛盾看似煤企和电企两家之间的博弈，实际是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。已经放开的“市场煤”，其市场机制并不完善；尚未放开的“计划电”，无法按照市场供求关系形成价格；铁路运力的市场化程度远远滞后于煤、电、运产业链的其他环节；同时，煤炭产地的地方政府也对煤炭供应的数量和价格产生着巨大影响，这些都构成了煤电矛盾的深层次原因。为了理顺煤电价格机制，国家应统筹考虑煤、电、运产业链上下游关系，以交易入市、网运分核、规范收入、系统监管的思路，抓紧建立煤炭、电力、运力三个有形市场，适时出台煤炭资源税，清理各种中间环节收费，加强对市场的监管。通过这些措施，在煤、电、运各个环节和政府之间建立起与市场经济相适应的价格形成机制与管理体制，从而在根本上解决煤电矛盾。  
　　  
　　 跳出“定价上找原因，调价上找出路”的思路  
　　  
　　 长期以来，各方面提出解决煤电矛盾的方案，很多是从定价上找原因，再从调价上找出路，这个思路很难行得通。其中，最有代表性的是建立规范的煤电联动机制，即上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，消化电煤涨价因素。  

　　 煤电联动无法全面反映煤炭涨价因素。国家发展改革委2004年颁布的煤电联动办法规定，以2004年5月底的电煤车板价为基础，原则上以不少于6个月为一个周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价。联动的标准为煤价涨幅的70%，另30%的涨价因素由电力企业消化。由于2004年以来煤炭连续大幅度上涨，发电企业已经无力承担30%的煤价上涨因素。  
　　 联动调节具有被动性和滞后性的特点，由于煤电联动是一种人为裁量和操作的定价机制，当通货膨胀压力较大时（如去年上半年），调价呼声虽高，但调价余地较小；当通货紧缩压力较大时（如今年以来），为避免增加工商企业负担，调价仍难以实施。因此，最近几次实施煤电联动，批准提高电价的作用仅限于缓解电力企业的燃“煤”之急，无法反映电力企业的实际用煤成本变化。  

　　 联动还促成了煤、电单向涨价机制。在电煤价格谈判中，煤炭企业认为，不论电煤价格涨多少，电力企业早晚都可以通过联动“顺出去”。况且煤炭已经市场化，应当根据市场情况调整价格，如果认为价格不理想也可以不卖。近年来，发电企业投资规模较大，财务费用高，资产负债率已超过80%，尤其是火力发电企业，燃料成本居高不下。为了保障经济发展和人民生活需要，不能停机停电。遇到迎峰度夏、迎峰度冬、“两会”、奥运会等重点时段，不论煤价多高，发电企业都要购煤发电。因此，在电煤谈判中，发电企业对煤炭涨价大都只能被动接受，把摆脱困境的希望全部寄托在“煤电联动”上。供电紧张时要求国家涨电价，供电富余时要求国家解决遗留问题，还是要涨电价。  
　　 可以预见，如果继续执行煤电联动办法，在短时间内和一定程度上能够缓解发电企业亏损压力，但无法使他们真正摆脱困境。电价上涨后，随之而来的将是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，最终促成煤电轮番涨价。这一轮番涨价规律已被过去几次煤电联动所证实，而每联动一次，下游工商企业将承担更大的电费负担。因此，煤电联动，难以作为长久之计。  

　　 也有一种观点认为，可以用限制电煤价格的措施来化解二者矛盾。去年国家出台了电煤价格临时干预措施，实际效果并不理想。从历史上看，市场经济条件下政府对商品下达限价令后，厂商可以停止供货、以次充好，也可以转入地下交易，限价令一般无法达到预期效果。这些情况在实施电煤价格临时干预措施时都遇到过。  
　　  
　　完善市场机制是根本解决之道  
　　  
　　 商品价格是市场供求关系形成的，没有市场，价格形成机制也就无从谈起。煤炭从坑口运到电厂，再变成电送到插头，经过的每一个环节都纠缠着计划内与计划外、政府定价与市场定价、权力与寻租、看得见的手与看不见的手等“剪不断、理还乱、真发愁”的复杂关系。理顺煤电价格形成机制，需要全面考虑煤、电、运上下游各个环节的关系，可以考虑按照“交易入市、网运分核、规范收入、系统监管”的思路，建立和完善电煤市场、电力市场、运力市场，转变政府管理方式，做到市场秩序规范，交易公开透明，政府监管有效。具体措施可以包括：  

　　 建立全国电煤交易市场。国内很多大宗商品交易，如部分粮食品种、棉花、有色金属、成品油等，历史上大都出现过供求关系紧张、价格大起大落的情况，后来逐步打破传统计划体制下的购销方式，建立了全国统一的现货市场和期货交易。电煤交易应当参考这些经验，建立“全国电煤交易市场”，可以包括两个组成部分，一是现货市场，对电煤进行实物集中交易，做到产需多方报价、运力紧密衔接、信息公开透明、市场规范有序。二是期货市场，与全球电煤市场相衔接，帮助市场参与者预测供求形势和价格走势，通过套期保值，规避价格风险。  

　　 全国电煤交易市场可以实行会员制，由参与交易各方（包括煤、电、运企业）和监管方共同制定交易规则，通过计算机系统集中竞价、自动撮合交易，建立规范的结算、交割制度。为增加电煤交易透明度，可建立市场信息披露制度，编制电煤交易价格指数，增加交易透明度，尽量减少交易双方信息的不对称。  

　　 将电煤运力纳入市场交易。运力对理顺煤电关系有着决定性的影响。为了保障煤炭交易能够获得足够运力，可以考虑将电煤计划内与计划外运力并轨。按照“管住网、放开运”的思路，先核定铁路电煤运输的基础运价；同时，以电煤运输为主的铁路线路开展试点，整合铁路系统现有的“三产”、“多经”和其他中介企业，成立若干家铁路煤炭承运公司；将承运公司的运力制作成交易品种，纳入全国电煤交易市场进行交易；运输完成后，承运公司按基础运价向铁路部门交纳过路费。 
  
　　 开展电力直接交易。世界上许多国家已经改变了传统的电力交易方式，电力市场运行主要由发电方与用电方进行直接交易。结合我国大用户直购电试点的经验和反映出的问题，中国应当学习国外先进经验，全面推进电力直接交易。具体措施包括：国家合理确定电网输配电价，先行对输配电业务实行内部财务独立核算，在试点基础上实施输配分开。扩大用户直接购电范围，由发电企业与用户自行商定电力、电量、电价等事宜，签订各种期限的购电合同。电力直接交易应以区域电力市场为主，推行“多买多卖”的交易方式。负责电力输送的电网企业相应收取输配环节的过网费，逐步减少并最终退出电力交易中的购买方角色。当然，建立完整意义上的电力市场，还需要按照节能调度办法确定发电市场节能环保准入条件，将电网交叉补贴由暗补改为中央和地方政府明补。在条件成熟的情况下，建立独立于电网的调度中心、电力交易平台和结算中心。  

　　 适时出台煤炭资源税。在金融危机影响下，我国煤炭生产能力供过于求或供求平衡的形势至少会持续一年以上。国家可以抓住这一时机，规范煤炭产地的各类收费。主要包括，取消资源大省自行出台的煤炭收费项目，出台煤炭资源税，统一计税依据，提高税负水平，规范征收管理，保证煤炭输出省的财政收入。  

　　 加强政府对市场的监督和管理。随着煤、电、运市场机制的完善，除输配电价、铁路基础运价由政府审定外，其他价格均由市场供求关系形成。相关政府主管部门应当从审批职能中摆脱出来，把主要精力放在制定市场规则，打破条块分割，健全法律法规，研究建立涉及煤、电、运产业链上下游的政府监管部门。  
　　  
　　市场化路线可以实现多方共赢  
　　  
　　 通过“交易入市、网运分核、规范收费、系统监管”，可以完善电煤、电力、运力市场，转变政府管理职能，对于交易各方和政府来说是一个多赢的设想。  

　　 建立电煤交易市场，有利于提高交易效率，减少中间环节，避免电煤价格大起大落；将铁路运力纳入电煤市场交易，可以减少物流环节成本；取消地方政府乱收费，出台煤炭资源税，可以减少煤炭销售成本。这三项合计，当前能够在基本不影响煤炭企业收益的情况下，使电煤价格在现有基础上有所下降。  

　　 长期以来，一部分铁路运输收益落入了中间环节和灰色地带。通过网运分开，核定铁路基础运价后，铁路运煤价格应高于原来的计划定价，铁道部门挖掘运输潜力，可以多运多收。  

　　 通过建立电煤交易市场降低电煤价格，可以减少电力企业的燃料成本。开展电力直接交易，形成电力市场，可以增加发电企业在电力销售和电价协商中的选择权，一般只有在顺价销售时才与用户签订购电合同，有利于保证企业的合理收益。  

　　 电网企业虽然逐步退出电力交易中作为购买方的地位，但由于国家按电网的有效资产核定了输配电价，能够稳定地保证电网企业的合理收益。如果电网加强管理、科学调度、提高效率，还会有进一步增收的潜力。  

　　 实施电力直接交易后，减少了交易环节，降低了交易成本，取消了各种乱收费，当前电力用户的实际用电成本会在现有基础上有所降低。  

　　 由于电煤、电力、运力价格均由市场供求关系形成，可以使政府从纷繁复杂的价格冲突中解脱出来，在根本上减轻每年协调“煤电运”的压力，把有限的公共管理资源放在制定规则、加强监管上来。  

　　 当然，对于现在煤、电、运交易的各种中间环节、电网和铁路的“三产”“多经”、出台乱收费的地方政府部门来说，这些做法将减少和取消他们的收益。对必不可少的中间环节来说，在规范的市场竞争环境下，其收益也将回归社会平均利润。