煤电联动展开须引进竞争机制

　　山西、内蒙古两地的发电上市公司纷纷公告称，接到国家发改委的通知，将山西省、内蒙古自治区内新投产电厂送京津唐电网的上网电价分别调整为每千瓦时0.298元和0.297元（不含脱硫加价）。行业分析人士认为，这使搁置已久的第三次煤电联动的预期进一步增强。

　　查询相关资料得知：在2005年 5月第一次煤电联动时，山西省、内蒙古自治区内新投产电厂送京津唐电网的上网电价分别是在原有基础上提高为每千瓦时0.297元和0.296元；2006年第二次煤电联动时，这两部分上网电价再次提高为每千瓦时0.305元和0.304元。不过，这次部分电厂电价却是向下调整。这意味着，有关部门对第三次煤电联动非常谨慎，说得再直接一点，有关部门对CPI上涨的担忧可能超过了因第三次煤电联动未展开而给电力企业带来损失的担忧，结论自然就是：第三次煤电联动不会很快到来。

　　但是，在煤炭价格持续上涨的今天，火电企业必将面临着越来越大的经营压力。电力企业通过强化管理、降低煤耗，可以部分化解掉煤炭价格上涨的压力，却不能从根本上解决问题。因为我国的煤电联动实际上是处在一个“阴阳脸”的环境中，即处于市场化的煤炭与尚未市场化的电力之间，存在着一定的矛盾，这种矛盾决定着任何一次煤电联动都是各个利益主体激烈博弈的过程，而平衡各方利益的惟一裁决者是有关部门。这意味着，煤电联动机制存在着天然的缺陷。

　　这是因为，我国的煤电联动缺乏市场化竞争机制，而由相关部门通过对各方利益的权衡作出决定，市场的竞争作用被排挤在外，这很容易让有关部门感到左右为难，也容易引发煤电当中其中一方的不满，因为靠行政力量要端平一碗水实在太难了。

　　缺少竞争因素所导致的另外一个结果，是相关企业选择向公众转嫁成本的方式而非降低成本、提高自身竞争力的方式提高收益、消化煤炭价格上涨的压力。据报道，电力企业在去年的煤电联动电价上涨中总共获利522亿元，刨除煤价上涨成本83亿元，实际净赚439亿元。电力企业所获利润并非缩减成本、挖掘潜力的结果，而是悄悄将成本“加量”转嫁给消费者的结果。

　　去年6月28日，国家发改委发文实行煤电联动，将全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱，并对各省（市）电网销售电价每千瓦时平均提价标准提出指导：湖北省2.61分、甘肃省0.99分、辽宁省3.18分、吉林省3.37分等。但是，各地在具体执行时却加大了调价幅度：湖北省的调价方案是涨6.5分，是国家指导价的两倍多；甘肃省是3分，是国家指导价的三倍多；辽宁省是4.37分，是国家指导价的一倍多……几乎所有省市的电价涨幅都大大超过了国家的指导价。

　　煤电联动的结果，是火电企业利润的暴涨。今年1-5月，电力行业共实现利润总额359.16亿元，同比增长40.80%。其中，占电力总装机容量75%以上的火力发电实现利润总额277.25亿元，同比增长55.36%；占电力总装机容量20%以上的水力发电实现利润总额52.47亿元，同比增长5.82%。火力发电实现利润增速超过水电，从激励的角度来看，这与国家鼓励清洁能源发展的目标相背离。

　　如果煤电联动的结果仅仅是电力企业简单地向公众转嫁成本，那么，这种联动给电力企业所带来的惰性无疑具有相当大的危害性，这既容易损害消费者利益，也容易抑制电力企业自我提高、不断挖潜的动力。

　　与火力发电厂相比，风电、太阳能发电和其他可再生能源发电，发电的成本都要比煤发电的成本高得多，但是，可再生能源是未来的发展方向，如果对这些绿色能源进行扶持，就能给火电企业带来一定的竞争压力，这有利于促使其不得不通过挖潜降低成本来提高收益。这既能给可再生能源发展提供好的机遇，也为整个电力生产企业引入了竞争活力。在这种情况下再实行煤电联动，有关部门也将主动得多。