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电煤价格市场化改革 　　我国的能源储备特点决定了煤炭在能源结构中的主导地位，长期以来，煤炭占我国一次消费的比重为70％左右，是维护经济发展的重要物质投入。为了促进煤炭行业的健康发展，我国从1984年开始进行煤炭价格形成机制改革，以价格手段促进煤炭增产和企业发展。与石油和天然气相比，我国煤炭价格形成机制的市场化改革开始较早，并取得了一定的成效。现阶段，除电煤以外，各种煤炭产品已经基本上实现了市场化定价。2002年，国家取消了电煤指导价，这标志着占煤炭消费一半以上的电煤价格市场化改革正式进入探讨和实践阶段。由于电力行业在国民经济中的特殊地位，电煤价格改革一直伴随着政府的干预，没有真正实现市场化定价，也没有理顺政府调控与市场资源配置之间的关系。时至今日，深化电煤价格形成机制改革仍是我国能源价格形成机制改革的重点和难点。 　　 　　电煤价格形成机制改革的难点和价格调控的实施效果 　　 　　从国家价格主管部门出台的文件可以看出，电煤价格改革的指导原则是积极推进市场化定价。但是，电煤价格形成机制市场化改革面临两个难点：一是处于产业链下游的电力行业没有实现市场化定价，电煤价格的变化难以及时、顺畅地传导到下游。二是燃煤发电在我国发电总量中的比重较大，中电联发布的数据显示，2009年，火电占我国全部发电量的81.81％；截至2009年底。全国火电装机容量6.51亿千瓦，其中煤电5.99亿千瓦，占全国火电装机容量的92％，这就决定了电煤和电力价格波动可能会影响全社会的生产和生活成本，从而影响物价总水平和社会稳定。此外，燃煤发电价格的波动必将引起火电、水电以及风电之间比价关系的变动，从而影响我国能源结构未来的调整方向和经济增长的平稳性。 　　基于上述两个方面的原因，国家虽然在原则上鼓励依靠市场的资源配置作用促进电煤价格的改革，但是在现实中依然不断地利用指导价格、行政限价等多种方式干预电煤价格，特别是在价格上涨周期，这种干预体现的尤为明显。近年来，随着经济增长对煤炭需求的不断上升，煤炭价格上涨趋势比较明显，在这种条件下，干预价格成为电煤价格形成机制的主要方式。 　　我国对电煤价格的干预手段主要有两种，一是采取指导价格、行政限价等手段，直接干预价格水平；二是采取煤电联动的方式，将煤炭价格上涨的部分向下游转移，但是严格规定价格上涨的幅度和时间。2002年到2004年底，价格主管部门一直采取限制价格的方式，如2002年、2003年电煤订货会在国家多次协调下达成一致；2003年4月国家有关部门给山西和五大发电公司的通知中明确规定了电煤价格的上涨幅度；2004年8月，国家发改委对河南、安徽、山东、山西、陕西5个煤炭主产省的电煤价格实行临时性干预措施。 　　2004年底，国家出台煤电联动的方案，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期的变化幅度达到或超过5％，将要求电力企业消化30％的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化进行调整，以弥补发电厂成本的增加。2005年5月、2006年7月实行了两次煤电联动。此后，由于电煤价格与市场煤价间存在的价差过大，煤电联动政策并没有被严格执行。 　　2008年，国家放弃煤电联动的方式，继续采取直接的价格干预措施。2008年6月，国家发改委对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价不得超过2008年6月19日的实际结算价格。同时，自2008年7月1日起，将全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱。2010年6月25日，国家发展改革委有关司局先后与国内主要煤炭集团座谈，要求主要煤炭企业维持年度合同煤价不能变，已涨价的煤炭企业要在6月底前退回。 　　无论是行政限价还是煤电联动，从实际效果来看，都在一定程度上促进了电煤合同的签订，但是这两种方法都没有从根本上解决问题，甚至恶化了煤电行业的关系。在价格不反映真实价值的条件下，价格的资源配置作用会被扭曲，煤炭企业没有动力保质保量地完成电煤合同。2002年以前，我国重点合同电煤与市场电煤价每吨价差低于30元，2003年为33元，2005年超过50元，2007年超过100元，2008年，价差高达138元，2003年至2008年，价格差距拉大了3.2倍。2010年这个价差进一步扩大，以神华为例，其2010年基准合同煤价格为570元／吨，秦皇岛5500大卡动力煤价格为760元／吨，差距接近200元。巨大的差价是导致煤电企业关系紧张的重要原因，不断出台的行政限价则会进一步加剧矛盾。 　　对电力企业而言，行政限价虽然表面上遏制了发电成本的过快上升，但是却不能防止煤炭企业利用以次充好、缺斤短两等“变相涨价”的方法降低电煤合同的执行效率。据统计，在2008年出台电煤限价令之后，部分地区的重点合同