缓行煤电一体化

近年，“市场煤”与“计划电”之间矛盾日益加深，电力企业亏损面逐年增大，企业生产积极性下降，并造成日益严重的“电荒”。为扭转“煤强电弱”的不对称格局，电力企业不得不选择向上游延伸，大举投资煤炭产业。与此同时，由于电力大面积亏损，也给了煤炭企业向下游并购的机会。

对于正在推进的改革而言，煤电产业过分一体化犹如饮鸩止渴。

一是过度一体化将强化经营主体垄断地位，不利于竞争。若要推动煤电企业向上下游延伸，将极大增强煤电企业垄断地位，届时围绕价格开展的市场化改革将难以进行，若放开电价，企业将借助其垄断地位直接控制价格，不利于实现煤电资源的优化配置。

二是不利于整个产业的专业化发展，难以实现社会生产效率的提高。煤炭、电力都是专业化程度很高的产业。企业本应将大量资金用于专业化技术、设施改进升级上，以此来推动产业升级，提高竞争实力，实现节能减排。过度一体化则将大量资金用于企业并购与资源控制上，一方面降低企业专营化程度；另一方面大量并购业务将增加企业经营风险。

三是导致社会资源配置效率低下，造成重复投入和社会资源浪费。过度一体化发展，可能会再次回归到大而全、小而全的产业格局，造成重复投资和社会资源浪费。

四是引发盲目、恶性争夺，不利于资源合理开发。目前，在煤炭、新能源电力投资上，由于兼并和各类竞标火热，资源及优势地域开发控制权争夺异常激烈，造成价格严重扭曲，只能将成本更多向下游转嫁。为获得资源，部分电力企业盲目进入煤炭行业，在未全面深入分析煤炭质量、地质条件、开采条件的情况下，盲目、高价获得条件较差的煤田，致使进入两难境地。

煤炭环节上，应建立电煤价格非正常波动干预机制，同时采取多种配套政策措施稳定煤价，抑制电煤价格不合理的大幅波动；加强煤电企业直接对接，减少中间利益环节参与；改革铁路运力分配方式，建立全国统一的电煤交易市场，建立煤炭价格信息系统及指标体系。

电价方面，参考欧美等国发展经验，上网电价与销售电价均分为基价和燃料调整费用两部分。基价部分由政府统一核定，而上网电价的燃料费可以浮动，销售电价的燃料调整费用与发电企业的燃料调整费用实行联动。因不可抗因素或者突发因素造成的煤炭价格大幅变动所带来的成本，主要由燃料调整费来体现，一方面由消费者承担一部分，另一方面由电力、电网企业共同分担一部分。

再者，电网经营主体单一是电价改革的另一大障碍，也是煤、电、网价格联动的主要障碍。市场化的电价主要依赖公平的电力市场，单一的经营主体不能够提供可供竞争选择的电网，这就需要培育更多市场买方，改变当前电力经营实体数目卖多买少的不对称供求关系。价格制定上，实现输、配电价格过渡到以成本+收益方式来确定，并逐步选择激励性较强的“价格上限制”或“收入上限制”等基于业绩的管制方式制定输、配电价，进一步鼓励电网企业加强管理、降低成本、提高效益。

高压输电属于自然垄断，价格应由政府指导定价，或者实现公共事业化发展；低压输电属于地区性垄断，可由省级政府指导，按照市场原则，合理定价；配电环节上，输、配分离后，将配电直接推向市场，实现配电竞价上岗。

（作者为中商流通生产力促进中心分析师）

今年两会，能源价格改革议案再次成为热门话题。在政府报告中，再次强调，要抓紧制定出台理顺能源价格体系的政策方针。