中电联在昨天发布的《2012年前三季度全国电力供需形势及全年分析预测报告》中提出，电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容。应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨：一是完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动；二是所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。

　　电价将与市场化后的电煤价格完全衔接？这是中电联日前发布的《2012年前三季度全国电力供需形势及全年分析预测报告》的主题。据国家发改委经济运行局的相关人士透露，电煤价格彻底市场化已是大势所趋，具体办法已在报批中，但电价是不是要完全和市场化后的电煤价格同步还有待商讨。“毕竟电价与CPI的干系太大。”该人士告诉中国经济导报记者。

　　同时，中国煤炭工业协会信息员、煤炭市场研究专家李朝林和华北电力大学校长助理、电力市场研究所所长张粒子也认为在现有体制下，贸然让电价与市场煤价格同步必然导致电价大幅度地只涨不跌。要想让二者同步联动，必须先得理顺煤炭市场和电力市场。

　　彻底市场化第一步：告别“重点电煤合同”

　　根据已知的电煤价格并轨整套方案的信息，其中最核心的要点就是结束重点电煤合同制，让完全市场化的长期合同取而代之。这就意味着自1993年起便在电煤市场中扮演重要角色的“重点电煤合同”将逐步退出历史舞台。

　　从1992年开始，国家开始分步骤地将煤炭价格放开，但考虑到电力企业的压力，这种放开需要时间，而“重点电煤合同”就被广泛运用在这段延伸至今的“过渡时期”中。重点电煤合同即为了应对煤炭价格的快速上涨，减轻发电企业的经营压力，由国家发改委牵头联合煤炭行业与发电行业在每年签订购销合同，强制煤炭行业以优惠价格向电力公司保证供应一定数额的煤炭。

　　“所以说只要重点电煤合同这种制度有一天还存在，就说明煤炭价格并没有市场化。我们通常都说‘市场煤’、‘计划电’，但实际上我们现在只是‘半市场煤’。因为电煤占煤炭总量的七成，而重点电煤合同中的煤又占电煤的七成，当然目前因为市场化的程度在不断提高，这个比例正在持续地下降，但至少也还有三成左右。只要这三成煤的价格不是市场定的，就不能说煤炭价格已经市场化了。”国家发改委能源研究所相关专家告诉中国经济导报记者。

　　长期以来，只要提到煤电矛盾，最普遍的观点就是“市场煤”与“计划电”无法衔接的矛盾。但事实上一般理解上的“市场煤”中还包括重点合同的电煤和非重点合同的电煤。这二者最显著的差异就是签订重点合同的电煤的价格不跟着煤炭市场走，价格较低，并且能在政策支持下获得铁路运力保障；而非重点合同的电煤得不到运力保障，但价格完全由市场来定，可以说是真正的“市场煤”。

　　取消“重点电煤合同”，由煤企和电企根据对煤价行情的预测，自行签订中长期合同，由法律监管和政府监督来督促保障合同的执行，并将电煤运输全部列入国家重点运输计划，“这样的环境对于煤炭市场来说才是真正市场化的。”该专家表示。

　　煤价彻底市场化之后电价也将“步其后尘”？

　　“从之前的几次实施的煤电联动来看，基本上就是只涨不降，从去年四季度至今，秦皇岛煤炭价格已经下降了200元/吨，但电价下降了吗？很显然没有。”李朝林对煤电联动的形势并不十分看好。

　　同时，张粒子也认为：“电价是否应该与煤价直接联动还要看煤价完全并轨之后的运行情况。如果煤炭价格偏离成本过多，显然不适合与电价直接联动。”

　　2004年，煤电联动机制正式启动，按照当时的规定，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变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。第一次煤电联动在2005年5月，当时电价上调了0.0252元。而随后2005年11月份虽然再次满足了联动条件，但直到次年5月1日才正式启动。至于2008年的第3、4次煤电联动也由于考虑到CPI的上涨和宏观经济调控等诸多因素而“姗姗来迟”。“在电力市场和煤炭市场相对成熟的国家，市场是充分竞争的，价格就是在边际成本上加以合理的利润，并且由供需来决定价格波动，而我们目前的电价没有波动的迹象，几乎是直线上涨，这就是一种市场失灵的体现。既然市场已经失灵，那么政府必定要进行管制，管制的结果就是不可能短时间内实现煤价与电价的联动。”张粒子告诉中国经济导报记者。

　　煤电无法联动，“电”与“煤”孰之过？

　　在探讨煤电联动之时，无论是研究煤炭市场的李朝林，还是研究电力市场的张粒子都认为此刻不宜让电价政策与市场化之后的煤炭价格迅速衔接。那么问题究竟出在“煤”身上，还是“电”身上？

　　首先，李朝林认为，打破垄断是根治“只涨不跌”顽疾的良方。从改革的脚步来看，从1993年开始放开部分煤炭价格到目前马上要实施的彻底市场化政策，煤炭市场改革前进的速度的确要快于1992年就开始改革，但目前在输配分开和竞价上网方面仍无实质性进展的电力改革。“比如电网的运行成本是不是要像现在这么高，如果引进了竞争机制，有没有下降的可能？”李朝林对中国经济导报记者说。

　　张粒子则认为，要想让煤炭市场和电力市场对接，应先整顿煤炭市场。“现在对于煤炭市场来说，有很多成本非常不透明，煤炭的利润究竟有多少谁也说不清，把这些不明不白的成本全部传导给电力用户既对用户不公平，也不利于国民经济的平稳运行。”张粒子说。

　　事实上在长期合同实施后，煤企和电企即使签订了合同，也只是买卖煤炭的合同，并不包括运输环节。在我国铁路运输没有完全市场化的前提下，运输环节有诸多的成本无法计算。对此，张粒子建议：“可以在主要运输线上成立物流中心，让铁路、公路、轮船等运输的公司都在此设点、提供服务，从起运点到终点有多长距离、用什么样的交通工具都明码标价。如果整个煤炭市场的运作都可以这样透明、市场化，那么应该说与电力市场的衔接是没有问题的。”

　　从多位专家的观点不难看出，对于电企呼吁已久的电价联动，无论是煤炭市场还是电力市场都没有做好相应的准备，如果贸然衔接，那么两个市场中不透明的各种成本都将传导至消费者身上，成为一笔笔说不清的“糊涂账”。想“干干净净”地对接，恐怕都得先“溯本清源”。

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　　美国电力体制改革值得借鉴的经验

　　最早自1978年以来，美国开始制订法律，鼓励修建分散的热电联产装置。这一年，美国政府颁布了新的《能源政策法》，进一步促进发电市场的自由化。而《公用事业管制政策法案》则允许非公用事业公司进入发电和电力批发市场。1992年再次修订的《能源政策法》规定各类电力企业都享有平等、开放地进入输电网的权利。自美国开始，以市场化打破垄断，便成为世界电力体制改革的主要目标。

　　改革前，美国的电力工业为联邦和州政府双层管理模式，实行多部门管理，电力工业受政府的管制是相当严格的。在投资体制上，政府只允许拥有电网的公司投资电厂，不允许电力公司以外的投资者介入；在管理上，公用电力公司以垂直方式管理，电网不对外开放，在电价机制上不鼓励市场竞争定价。

　　1980年代，美国政府进行了旨在引入竞争机制的电力改革。从大方向看，美国电力市场化的模式，即“厂网分离，竞价上网，政府(议会)定价”。

　　在发电领域，政府打破投资限制，允许电力公司以外的投资者建发电厂，实行电力工业投资主体多元化。在此政策激励下，美国非电力公司拥有的独立发电(IndependentpowerProducer，即IPP)迅速发展起来；在电价方面，政府由不鼓励市场竞争定价，转为鼓励竞争，电网对所有发电企业开放，各发电企业竞价上网；在管理模式方面，政府打破电力公司垂直垄断经营的状况，发电业务与输电业务分离，组建一批控股子公司，实行输电系统分开管理，输电和配电分开结算。

　　发电企业通过电力市场自由竞争，而输电网则由众多的电网经营企业垄断经营，电网经营企业通常不拥有发电容量，只向发电商和电力趸售商提供输送服务。

　　发电商的售电价格，通常取决于实时能源市场和辅助性服务市场上的电力采购价格、与趸售商及大用户签订的合约价格、输电费用以及输电拥挤价格等；而输电价格须由政府严格管制，并由法律确定收费标准。

　　通过电力市场化改革，美国的电力产业尤其是发电业获得了充分而有效的竞争，市场机制在配置电力资源方面发挥作用，提高了电力产业的运营效率，并使电力终端销售价格多年来保持在较低的水平上。