化解煤电矛盾须建立全产业链竞争性市场

电力18讯：    作者：王尔德

    在讨论煤电矛盾时，我们听到最强烈的呼声就是调价，似乎煤电矛盾就是价格矛盾，把价格理顺了问题就可以迎刃而解。

　　对此，国务院研究室综合司副司长范必表示很难赞同，他强调，煤电矛盾不仅是“市场煤”与“计划电”之间的价格矛盾，而是涉及煤、运、电和政府管理这四个方面的系统性矛盾。

　　解决这一问题，必须坚持一个信念，那就是市场可以对资源配置起基础性作用。

    具体来说，就是要在煤电运全产业链建立充分竞争的市场，包括煤炭市场、运力市场和电力市场。试图以人为干预代替市场机制化解煤电矛盾的努力，虽然可以在一定时期发挥作用，但无法从根本上解决问题。

　　梳理煤电矛盾的机理

　　《21世纪》：你怎么看待形成煤电矛盾的内在机理？

　　范必：我认为，煤电价格矛盾只是表面现象，其内在机理需要从煤、运、电和政府四个层面进行剖析。

　　在煤的环节，所谓“市场煤”，其市场机制并不完备。煤炭生产存在计划内与计划外的区别，计划内电煤也被称为重点合同煤，大约占全部电煤的1/3。这部分煤可以拿到铁路运力，煤价较低；计划外电煤靠市场运力，价格较高。近年来不少产煤大省实行“限产保价”措施，包括用“煤票”约束煤炭出省总量。由于电煤的价格与产量都受到干预，电煤市场缺少充分竞争，最终导致价格信号不能有效调节电煤供应。

　　在运的环节，铁路运力高度垄断，抬高了煤价。电煤运输的瓶颈主要是铁路。电煤运输大约占全国铁路货运量的一半以上，铁路运煤分计划内车皮和计划外车皮，计划内运煤执行国家规定价格，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。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。电煤供需关系越是紧张，运输中间环节对煤价的放大作用越明显。

　　在电的环节，“计划电”无法建立起市场价格传导机制，压缩了电厂利润空间。在电力体制上，2002年实现厂网分开后，改革的步子迈得不大。

　　表现之一就是，发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，仍由政府部门行政审批决定。电煤价格上涨后，发电企业无法自行疏导成本上升因素。表现之二，在发电量上，仍由政府部门对各个机组平均分配发电量指标。发电量分计划内和计划外，计划内电量由电网按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，则要降价上网，而销售电价实际没有变化。煤价上涨时多发电不会多收益，发电企业没有发电积极性。

　　今年华东和华中地区的用电紧张，部分原因就是因为不少电力企业开工不足，完成计划电量之后，就以停机检修为名不再发电。

　　再者，电力购销差价过大，且具有刚性。大部分电厂上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而东部工业企业实际用电成本是上网电价的2-3倍，商业用电基本都在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，其它构成缺少透明度，具有相当大的压缩空间。但电网企业处于单边购买方的地位，不会主动减少差价缓解电厂成本上升的压力。

　　此外，为获取资源收益，很多地方开征各种名目的收费，推动了电煤价格上涨。有的产煤省，企业要缴能源可持续发展基金，统配矿管理费、地方煤矿维简费、中小学危房改造资金、林业基金，对铁路和公路外运的煤炭收煤价2.5%的运销服务费，有的还征收“出省费”等。这其中有合理的收费，也有相当多是不合理收费。现在，地方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。

　　在上述产业链的分析中，我们不难发现，过度的行政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，这是产生煤电矛盾的根本原因。

　　煤电联动会促使煤电单向轮番涨价

　　《21世纪》：针对煤电矛盾，不少人提出煤电联动机制，即主张上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，以此来消化电煤涨价因素。对此，你怎么看？

　　范必：煤电联动只能是一种权宜之计，而非长久之计。

　　首先，从本质上看，这是种人为裁量和操作的定价机制。当通货膨胀压力较大时，调价呼声虽高，但调价余地

　　较小；当通货紧缩压力较大时，为避免增加工商企业负担，调价仍难以实施。因此，煤电联动下的提高电价，其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。

　　其次，煤电联动会促使煤电单向轮番涨价。由于煤价上涨不需要国家审批，所以在电煤谈判中，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。

　　问题在于，电价上涨后，随之而来还会引发煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，最终促成煤电轮番涨价。这一轮番涨价的规律，早已被过去几次煤电联动所证实。

　　再次，由于有关部门给发电企业定了发电量计划指标，煤电联动中上涨的上网电价仅是计划内电量，计划外电量仍以较低价格结算，无法调动电企发电的积极性。

　　取消计划性指标是突破口

　　《21世纪》：从长期来看，应当如何从根本上解决电煤矛盾问题？

　　范必：从前面分析的煤电矛盾机理来看，由于价格信号失灵，导致了价格形成机制的扭曲。要从根本上解决煤电矛盾，还是要引入市场机制。我们必须做出一个选择，是要一个管制的市场，还是要一个竞争的市场。

　　我认为，应当统筹考虑煤、运、电这三个环节，按照“交易入市、网运分核、规范收入、系统监管”的思路，建立竞争性的电煤市场、运力市场和电力市场。

　　“交易入市”即将煤电运产业链各个交易环节均纳入有形市场进行公开交易，包括建立全国电煤交易市场，完善电力市场（以区域电力市场为主），把铁路运力作为交易产品放在电煤市场交易，形成由市场供求关系决定煤价、电价、运价的价格形成机制。

　　“网运分核”，也就是将电网、铁路网的网络运输业务与煤、电产品的营销业务分开。电网企业实施输配财务分开核算，国家核定输配电价；推进大用户与发电企业在电力市场进行多边直接交易，并按照输配电价交纳过网费；电网企业作为电力承运方，逐步减少并最终退出电力交易。国家核定铁路基础运价，建立多家独立于铁路系统的运输公司承运电煤；承运公司向托运方收取费用，按基础运价向铁路部门交纳过路费。

　　在“规范收入”上，应当取消各地方政府、运输环节和输配电环节的乱收费，保证并规范地方政府的煤炭资源收益。

　　而“系统监管”则是逐步取消电煤、电量、运力的计划指标和审批定价，转变政府职能，建立国家对电煤市场、电力市场、运力市场的监管体系。

　　《21世纪》：从操作的角度来看，在现有的体制格局中，上述思路的实现难度很大。那么，你认为解决煤电这一系统性矛盾的突破口在哪里？

　　范必： 在对煤、电、运市场的干预中，还存在不少计划指标。这些指标既无科学依据，也不能反映市场供求关系。我认为，取消这些计划性指标是一个很好的突破口。政府应该从市场的参与者变为监管者，去关注交易是否公平，而不是参与交易的过程。