12月15日，國家發改委公布《關于完善煤炭產運需銜接工作的指導意見》，指出我國將進一步推進煤電價格形成機制改革，理順煤電價格關系。在保持煤炭、電力價格基本穩定的基礎上，政府不再集中安排煤炭供需雙方“集中銜接”，煤炭價格繼續實行市場定價，由供需雙方企業協商確定，在有條件的地區推行競爭確定電價的機制。這一意見的公布，預示著我國新一輪煤電價格形成機制改革的破題。

　　我國目前實行的煤電聯動機制始自2004年，為理順煤、電價格關系，緩解煤電價格矛盾，2004年年底，國家發改委確立了以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期的市場化定價機制。規定若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，將要求電力企業消化30%的煤價上漲因素，在此基礎上，將上網電價隨煤炭價格變化進行相應調整，以彌補發電廠成本的增加。上網電價調整后，將相應調整電網企業對用戶的銷售電價。

　　按照聯動機制設定條件，第一次煤電聯動在2005年5月啟動，當時電價上調了0.0252元。而隨后的2005年11月，雖然再次滿足了聯動的條件，但并未采取相應聯動措施。直至2006年7月1日，才啟動了第二輪煤電價格聯動，再次上調電價0.0252元。從第二次煤電聯動至今，雖然煤炭價格漲幅早已多次超過了5%，但國家一直沒有啟動第三輪煤電價格聯動，該機制運行基本停滯。

　　煤電聯動機制作為平衡和調節煤電企業利潤水平和維護能源穩定供應的市場化調節機制，運行效果雖然沒有達到設定的初衷，但對煤炭資源而言，其價格的生成機制一定程度上反映其資源成本、生產成本、環境成本、退出和發展成本以及市場的供求狀況，聯動后煤炭價格的上漲，是對以往行政管制價格的修正和調整，符合市場化的運行方向。

　　不過,煤電聯動政策的實施，一開始就存在著先天的制度缺陷，注定了其在運行過程中困難重重。

　　首先，我國煤電聯動機制缺乏均衡的起點，從而使電煤基準價格難以確定。“計劃電”與“市場煤”并存的雙重價格體系，再加上煤炭和電力市場化改革進程的不同步，使得實際操作中以哪個時期的電煤價格作為計算基準進行選擇存在很大爭議，也使得電、煤雙方關系理順的基礎難以實現，再加上煤礦與電廠之間情況的個體差異，使電煤基準價格確定的難度進一步加大。

　　其次，煤電聯動機制承載了較多的非成本目標，使其成本傳遞功能難以順利傳導。近年來屢次出現煤電頂牛現象，使煤電議價頻頻陷入僵局，電力企業寄希望于煤電價格聯動機制的實施來消化煤價上漲的成本壓力，通過聯動機制積極尋求監管方的政策支持，這在一定程度上已經背離了聯動機制的本質。煤電聯動機制作為一種成本傳遞機制，其核心是在保持兩個行業均衡關系的前提下，傳遞成本沖擊，確保電力行業服務的穩定性和財務的安全性。而目前實行的煤電價格聯動已經演變成了以聯動的方式平衡煤、電利益集團的壓力，成為產業間利益平衡和再分配的手段。

　　再次，由于聯動機制條款設計的模糊，在實踐中操作性較差。價格聯動機制應該是在特定條件下對時滯長、成本高的價格聽證會制度的部分替代，但聯動機制中對于價格調整觸發機制的規定設計較為原則性，在每次聯動前，仍需政府部門主導進行反復的審查，存在人為時滯，令聯動機制難以起到應有效果。同時，在價格調整機制設計中轉換系數的計算所涉及的數量指標缺少明確的解釋和充分的論據支撐。

　　此次公布的指導意見明確，將在有條件的地區推行競爭確定電價的機制，在過渡期內，完善煤電價格聯動機制，調整發電企業消化煤價上漲比例，設置煤電聯動最高上限，適當控制漲幅。考慮到當前電廠庫存、港口庫存、煤企產量和鐵路運力等因素，明年煤價上漲的概率極大，預計漲幅會在5%至10%之間，極有可能突破聯動的觸發基準線。

　　從意見制定的取向判斷，具體的聯動規則很可能是減少發電企業消化煤價的上漲比例，也就是使煤價的傳導比例提升，這樣在煤價上漲的一定范圍內，將使發電企業能夠消化和轉嫁煤價上漲的成本壓力，有利于電企業績的提升。不過，由于設置了煤電聯動最高上限，當煤價出現超額上漲、高于聯動上限時，仍將由發電企業獨自消化上漲超出部分的壓力。 (英大證券能源研究中心 盧小兵)