日前出臺的電煤價格市場化政策，在煤電兩大陣營內(nèi)引發(fā)了不同的反響：全煤系統(tǒng)結(jié)成價格聯(lián)盟，引發(fā)煤炭價格高漲；火電企業(yè)夾在煤價放開、電價依然實(shí)行管制的縫隙中，其境遇不言自明。若從長遠(yuǎn)看，電煤價格市場化是必然趨勢，但要循序漸進(jìn)地放開才能有利于整個煤、電產(chǎn)業(yè)鏈的協(xié)調(diào)發(fā)展。因?yàn)楫?dāng)一個市場主體各個要素環(huán)節(jié)在沒有充分市場化的情況下，其中單個環(huán)節(jié)進(jìn)行突圍，往往會出現(xiàn)一定程度的市場混亂。顯然，這種缺乏配套機(jī)制的改革是不妥的。

    權(quán)威數(shù)據(jù)顯示：２００６年，國內(nèi)煤炭產(chǎn)量將達(dá)２１．７億噸左右，其中發(fā)電用煤僅用１２．１億噸。由此可見，單從火電企業(yè)角度來看，煤炭市場應(yīng)是趨于過剩的，煤炭不但不應(yīng)漲價，反而應(yīng)該降。從理順煤電關(guān)系和緩解煤電矛盾來講，火電企業(yè)迫切希望：政府能夠在放開煤價的同時，使電價同步走向市場。

    電力價格市場化理由之一：地方政府干預(yù)太多

    現(xiàn)在，煤炭價格的快速攀升，使火電企業(yè)在組織生產(chǎn)經(jīng)營和管理上舉步維艱。而在煤電關(guān)系中，除了國家的宏觀政策影響外，地方政府的干預(yù)作用也十分明顯。

    在山西，這一問題尤為突出。多年來，在所謂的“五統(tǒng)一”（即：統(tǒng)一計劃、統(tǒng)一調(diào)度、統(tǒng)一結(jié)算、統(tǒng)一貨票、統(tǒng)一價格）政策的干預(yù)與限制下，山西的發(fā)電企業(yè)和煤炭企業(yè)之間多了一道人為的、非市場化的門檻。在這種條件下，不僅供需雙方不能進(jìn)行靈活多樣的公平交易，火電企業(yè)作為市場主體也失去了談價格、談質(zhì)量的選擇權(quán)。

    目前，在各地類似“五統(tǒng)一”的管理模式的干預(yù)下，收費(fèi)明目繁多、標(biāo)準(zhǔn)高、隨意性大等問題叢生，使火電企業(yè)不堪重負(fù)，生產(chǎn)、經(jīng)營在虧損的泥潭中越陷越深。

    更為嚴(yán)重的是，由于煤炭緊俏，火電企業(yè)饑不擇食，加上部分地方政府重收費(fèi)、輕服務(wù)，為劣質(zhì)煤橫行創(chuàng)造了“市場”。以山西神頭發(fā)電公司為例，２００５年因煤質(zhì)差而造成設(shè)備故障被迫停機(jī)或降出力運(yùn)行，年燒油達(dá)５５４３．７噸；今年１月份，燒油更高達(dá)１２００噸。在煤質(zhì)方面，２００５年年虧卡８０萬噸，今年１～３月份虧卡約１９萬噸。而虧卡索賠，則變成為一句空話。

    電力價格市場化理由之二：現(xiàn)行上網(wǎng)電價不合理

    仍以神頭發(fā)電公司為例，作為２０世紀(jì)７０年代建設(shè)的老廠，它直接為山西和津、京、唐電網(wǎng)提供了有力的安全保障，目前裝機(jī)容量為１２０萬千瓦。但從２００５年開始，盡管極力進(jìn)行內(nèi)部挖潛，當(dāng)年仍虧損４８００萬元。為了不造成更大的虧損，企業(yè)只能壓縮各項(xiàng)可控成本。據(jù)了解，２００３年的時候，該公司發(fā)電機(jī)組的檢修費(fèi)用為８９００萬元，今年已經(jīng)壓縮到了不足４０００萬元。同時，差旅費(fèi)用和日常維護(hù)費(fèi)用也壓縮過半。而這種情況，直接引發(fā)了設(shè)備投資不足、安全欠賬嚴(yán)重等問題。

    造成類似神頭發(fā)電公司這樣的火電企業(yè)虧損的直接原因，就是上網(wǎng)電價太低。現(xiàn)在火電企業(yè)所執(zhí)行的是從２００３年開始執(zhí)行的上網(wǎng)電價。２００３年開始執(zhí)行的上網(wǎng)電價為１３８．１元／千千瓦時，２００４年１月１日調(diào)為１４５．１元／千千瓦時，２００４年６月１５日調(diào)為１５５．１元／千千瓦時，２００５年５月１日又調(diào)為１９５元／千千瓦時。盡管第一輪的煤電價格聯(lián)動調(diào)整幅度較高（２５．７３％），但與山西省平均電價２６９元／千千瓦時相比，差距依然懸殊。煤電聯(lián)動之后，國家對電廠上網(wǎng)電價核定的原則是零利潤電價，而零利潤電價的測算又是以２００１年電廠的發(fā)電成本為基數(shù)。但是，零利潤電價實(shí)施以后的時間里，發(fā)電成本特別是電煤成本（占發(fā)電成本的７０％以上），已經(jīng)大幅度增長，現(xiàn)有的電價漲幅遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于電煤價格的漲幅。在廠網(wǎng)分離核定價格時，原煤價格只有９０元／噸左右，當(dāng)時核定的上網(wǎng)電價為１３８．１元／千千瓦時；２００５年，原煤價格已上漲到１７０元／噸，上網(wǎng)電價卻只調(diào)整到１９５元／千千瓦時，煤價的漲幅遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于電價的漲幅。以目前電煤價格計算，神頭發(fā)電公司的保本電價至少要在２５９元／千千瓦時左右。無疑，現(xiàn)在煤電雙方的這種狀態(tài)，煤價與電價市場化不同步，難脫干系。

    電力價格市場化理由之三：煤價上漲，環(huán)保加壓

    據(jù)調(diào)查，山西朔州市的煤賣給神頭發(fā)電公司是１７０元／噸的價格，但通過外銷下水煤是３５０元／噸。因此，煤炭企業(yè)不愿意賣煤給電廠，火電企業(yè)經(jīng)�！暗让紫洛仭�，就很容易理解了。２００６年電煤漲價趨勢已定，在這種形勢下，火電企業(yè)的壓力可想而知。如神頭發(fā)電公司，２００４年度用原煤４７０萬噸，由于電煤價格由２００３年末８９．７元／噸（含稅）上漲至１２５元／噸，平均上漲３５．３元／噸，增加燃料成本１６５９１萬元，折合上網(wǎng)成本增支２１．９４５元／千千瓦時；２００５年度用原煤４５１萬噸，到年底煤價已經(jīng)上漲至１７０元／噸（含稅），平均上漲４５元／噸，增加燃料成本２０２９５萬元，折合上網(wǎng)成本增支２９．６２６元／千千瓦時；２００６年原煤價格預(yù)計上漲２０元／噸，年增加燃料成本９０１４萬元，預(yù)計折合上網(wǎng)成本增支１２．９元／千千瓦時。

    另外，為了執(zhí)行國務(wù)院新公布的《排污費(fèi)征收使用管理?xiàng)l例》，神頭發(fā)電公司２００４年度繳納排污費(fèi)２５１５萬元，比２００３年度增加了１４３３萬元；２００５年度繳納排污費(fèi)３０８９萬元，比２００４年增加了５７４萬元，折合成上網(wǎng)成本增支０．８４元／千千瓦時；２００６年度排污費(fèi)將上漲１４７１萬元，折合上網(wǎng)成本增支２．１元／千千瓦時。

    如今，在多重壓力之下，火電企業(yè)已苦不堪言�；痣娖髽I(yè)呼吁，有關(guān)政府部門要關(guān)注發(fā)電企業(yè)實(shí)際存在的生產(chǎn)經(jīng)營困難，盡快考慮與煤價放開相配套的電力價格市場化問題。