12月15日，国家发改委公布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，指出我国将进一步推进煤电价格形成机制改革，理顺煤电价格关系。在保持煤炭、电力价格基本稳定的基础上，政府不再集中安排煤炭供需双方“集中衔接”，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。这一意见的公布，预示着我国新一轮煤电价格形成机制改革的破题。

　　我国目前实行的煤电联动机制始自2004年，为理顺煤、电价格关系，缓解煤电价格矛盾，2004年年底，国家发改委确立了以不少于6个月为一个煤电价格联动周期的市场化定价机制。规定若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，将要求电力企业消化30%的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化进行相应调整，以弥补发电厂成本的增加。上网电价调整后，将相应调整电网企业对用户的销售电价。

　　按照联动机制设定条件，第一次煤电联动在2005年5月启动，当时电价上调了0.0252元。而随后的2005年11月，虽然再次满足了联动的条件，但并未采取相应联动措施。直至2006年7月1日，才启动了第二轮煤电价格联动，再次上调电价0.0252元。从第二次煤电联动至今，虽然煤炭价格涨幅早已多次超过了5%，但国家一直没有启动第三轮煤电价格联动，该机制运行基本停滞。

　　煤电联动机制作为平衡和调节煤电企业利润水平和维护能源稳定供应的市场化调节机制，运行效果虽然没有达到设定的初衷，但对煤炭资源而言，其价格的生成机制一定程度上反映其资源成本、生产成本、环境成本、退出和发展成本以及市场的供求状况，联动后煤炭价格的上涨，是对以往行政管制价格的修正和调整，符合市场化的运行方向。

　　不过,煤电联动政策的实施，一开始就存在着先天的制度缺陷，注定了其在运行过程中困难重重。

　　首先，我国煤电联动机制缺乏均衡的起点，从而使电煤基准价格难以确定。“计划电”与“市场煤”并存的双重价格体系，再加上煤炭和电力市场化改革进程的不同步，使得实际操作中以哪个时期的电煤价格作为计算基准进行选择存在很大争议，也使得电、煤双方关系理顺的基础难以实现，再加上煤矿与电厂之间情况的个体差异，使电煤基准价格确定的难度进一步加大。

　　其次，煤电联动机制承载了较多的非成本目标，使其成本传递功能难以顺利传导。近年来屡次出现煤电顶牛现象，使煤电议价频频陷入僵局，电力企业寄希望于煤电价格联动机制的实施来消化煤价上涨的成本压力，通过联动机制积极寻求监管方的政策支持，这在一定程度上已经背离了联动机制的本质。煤电联动机制作为一种成本传递机制，其核心是在保持两个行业均衡关系的前提下，传递成本冲击，确保电力行业服务的稳定性和财务的安全性。而目前实行的煤电价格联动已经演变成了以联动的方式平衡煤、电利益集团的压力，成为产业间利益平衡和再分配的手段。

　　再次，由于联动机制条款设计的模糊，在实践中操作性较差。价格联动机制应该是在特定条件下对时滞长、成本高的价格听证会制度的部分替代，但联动机制中对于价格调整触发机制的规定设计较为原则性，在每次联动前，仍需政府部门主导进行反复的审查，存在人为时滞，令联动机制难以起到应有效果。同时，在价格调整机制设计中转换系数的计算所涉及的数量指标缺少明确的解释和充分的论据支撑。

　　此次公布的指导意见明确，将在有条件的地区推行竞争确定电价的机制，在过渡期内，完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅。考虑到当前电厂库存、港口库存、煤企产量和铁路运力等因素，明年煤价上涨的概率极大，预计涨幅会在5%至10%之间，极有可能突破联动的触发基准线。

　　从意见制定的取向判断，具体的联动规则很可能是减少发电企业消化煤价的上涨比例，也就是使煤价的传导比例提升，这样在煤价上涨的一定范围内，将使发电企业能够消化和转嫁煤价上涨的成本压力，有利于电企业绩的提升。不过，由于设置了煤电联动最高上限，当煤价出现超额上涨、高于联动上限时，仍将由发电企业独自消化上涨超出部分的压力。（英大证券能源研究中心 卢小兵）