8月20日，国家发改委决定将火力发电企业上网电价平均提高0.02元/千瓦时。此次提价，是在电煤价格居高不下，火力发电厂因为巨亏叫苦连天的背景下出台的。

　　记者在采访中了解到，前期一直希望国家尽快实施煤电价格联动的一些火电企业，感受到了些许安抚。但提高上网电价而不改变销售电价，电网企业收益空间显然受到挤压。而一些专家担心，“煤炭——发电——电网”三者博弈，最终导致终端电价异动，从而促动新一轮“螺旋式”价格上涨。他们建议，化解“煤电博弈”的负面效应，关键在于扭转国家对煤炭价格管理失控的状况，并有效调节经济发展对能源需求的过快增加。

　　调价不能使“责任电”彻底脱困

　　“这次上网电价调整只是在一定程度上让我们松了一口气，但没有彻底改变用高价‘市场煤’发低价‘责任电’的尴尬局面。”获悉国家将火力发电企业上网电价提高1分钱至2.5分钱/千瓦时后，湖南、湖北一些火电企业负责人看法比较一致。

　　有专家评价说，两个月内国家两次提高电价，给火电厂“雪中送炭”，这种密集的调价在过去从来没有过。但发电企业对此反应并不“热烈”，缘于此次提价没有达到“火电们”的心理预期。

　　记者8月上旬曾走访位于鄂西南地区的国电集团荆门热电厂。这家电厂装机总容量达160万千瓦，是湖北电网最重要的电源支撑点之一。记者当时看到，电厂原计划今年年底才能投产发电的两台60万千瓦超临界火力发电机组有一台正在发电，而另一台处于待命状态。这两套投资超过30亿元的装备，是国内效率最高、运行成本最低的火力发电机组之一。

　　荆门热电厂管理部门一位负责人告诉记者，尽管电厂拥有一些计划合同指标煤，但从年初以来，到厂电煤平均价格还是从460元/吨左右开始一路飙升，到8月份已经攀升到850元/吨左右。电厂为了降低成本，连磨煤机选出的煤矸石都粉碎了之后与高热值煤“掺烧”，仍然无法摆脱困境。截至7月底，全厂今年已亏损1.37亿元。考虑到厂里未来财务费用一年就高达2.1亿元，他们担心资金链很快会出问题。

　　荆门热电厂的状况，是国内发电行业的一个缩影。在煤价、电价倒挂严重的前提下，企业发电主要是为了完成“政治任务”，但发得越多，亏损越大。据统计，湖北省火电企业今年上半年亏损9.2亿元。不仅如此，国内发电行业不仅单台装机容量20万千瓦以下的老旧火电机组普遍亏损，单台装机容量60万千瓦这类过去被认为最具竞争力的发电机组，也有不少报亏。

　　湖南一家火电厂管理人员说，此次上调上网电价前不久，国家曾将电价提高2.5分钱。但这部分上调电价，换算下来只相当于每吨电煤补贴60元左右，当时看就远远不够。而湖北一家火电厂财务部门负责人给记者算了一笔账：8月20日调价前，湖北省配套脱硫装置的火电机组，单台30万千瓦以上机组上网电价为0.405元/千瓦时，20万千瓦机组则只有0.3597元/千瓦时。按照市场煤价，火电厂上网电价至少应该上调0.11元/千瓦时，而对于湖北、湖南等中部省份火电行业而言，上网电价至少应该上调0.09元/千瓦时，才能维持正常运转。

　　关系微妙的“煤电博弈”利益冲突尖锐

　　很多专家说，中国电力大格局由市场化的煤、计划定价的发电和垄断经营的(电)网这一“三角关系”构成。其中，煤炭经营主体甚多、机制比较灵活。

　　很多火电厂燃料部门的负责人对记者回忆说，在改革开放后到上个世纪末，煤矿在“煤电博弈”中绝大多数时候，处于受支配地位。一位长期和煤矿打交道的火电厂管理人员说，他们如今门可罗雀的“燃料供应部”办公楼里，当年曾经挤满了来推销煤炭的煤矿老板。这些国有或者民营的煤矿负责人，为了“攀”上火电厂这个“大老板”，尽可能多地销售当时价格只有每吨百十来元的电煤，赔尽了笑脸。

　　但风水轮流转。最近几年来，国内旺盛的煤炭需求，使“煤电博弈”关系，发生了翻天覆地的逆转。

　　青山热电厂是武汉市江南地区唯一电源支撑点，同时也是武汉钢铁集团唯一保安电源供应方。该厂总经理席强国告诉记者，从今年4月开始至今，电煤价格就一直在涨，甚至在国家限价令公布后，一度涨幅还更大，整个市场处于失控状态。矿区之间、煤矿之间互通信息，一旦出现高价，马上成为地区乃至行业的“标杆价”。而一些缺煤省为解燃眉之急，又竞相抬价，“左右挨耳光”，苦不堪言。

　　湖北省经济委员会交通处处长黄志敏介绍说，今年年初，湖北电煤的到厂价格平均为460元/吨，但目前按照“重点订货合同”，到厂价都不少于650元/吨，有的到厂煤价到7月底已经达到了700元/吨以上。一些火电企业管理层还告诉记者，当前从北方南运至华中地区的电煤中，市场化的“计划外”电煤价持续攀高，有的已经达到了900元/吨以上的水平。据了解，同期国内市场最高电煤价格超过了1000元/吨。

　　一位电厂负责人认为，在煤矿面前，火电厂已经彻底沦为“弱势群体”。两者之间白纸黑字的合同，甚至失去了约定价格的功能——签订合同只是为了报运输计划，先落实车皮运输。煤炭方面涨价，一个电话、一个短信，就单方面定下游戏规则，电厂根本没有讨价谈价的权利，只能回答“买”还是“不买”。他说，前不久和陕西的一个煤矿谈生意，上午谈好的750元/吨的煤价，到了下午就打电话来说要涨到905元/吨。为了“配合”煤矿涨价，规避国家限价令，电厂不得不违心地把新定电煤合同，故意签成“6月19日”这一国家规定期限之前。

　　相关专家说，被国家赋予绝对垄断地位的电网，日子要好过一些。但电网作为一个经营主体，其本质利益诉求除了维持其特殊的经营地位，也不会情愿在提高火电上网电价的同时，限制终端销售电价。所以，在最近的调价方案公布后，非正式场合开始出现了抱怨电网利润空间受到挤压，后续发展建设和冰灾后重建工作可能受影响的说法。

　　“煤电联动”引发对“螺旋式”涨价的担忧

　　一些专家认为，在“煤电博弈”利益关系的变局中，发展到一定阶段将是煤矿、发电厂、电网、社会都有份的“四分担”格局。如今仅由电网“买单”，显然只能对“煤电博弈”链作出“权宜性”调整。很多人对这种“联动”机制可能引起的连锁反应，感到担忧。

　　有专家说，由于煤炭从2005年一来大多数时候是卖方市场，电价一旦有异动，会刺激紧盯着电价的煤炭企业联手抬价。如此前，全国7月销售电价每千瓦时曾调高了2.08分，但在湖北，利润很快就转移到了煤炭供应商口袋里，这个月每吨电煤卖价上涨了50元至60元。

　　此外，上网电价带动电煤价格上涨后，相对利润空间比火电厂更为宽松的一些行业如冶金、钢铁、化肥等，也会不甘示弱地及时跟进加价，加上一些发达地区的参与，就会形成全社会围绕煤炭“竞价”的局面，最终倒逼终端销售电价即工业用电和居民生活用电等的上涨，形成危及价格体系特别是CPI走稳的螺旋式价格上涨。

　　湖南省石化行业管理办公室行业指导处处长李列民告诉记者，仅就烧碱、尿素、电石、氯酸钾、碳胺这五类影响国计民生的大宗化工产品而言，电价每提高0.01元/千瓦时，上述产品单位成本将分别提高25元/吨、10/吨、35/吨、60/吨、3.5元/吨。这些成本因素一旦全部转嫁给市场，将带来产品价格出现19%至30%上涨。

　　而记者在湖南洞庭湖区的湘阴县、华容县、澧县、安乡县等中国最重要的商品鱼基地了解到，目前，这些地方，养鱼户目前承受的抽水、增氧等电价高的达到0.8元/千瓦时以上，农民、养殖企业本已不堪重负，如涨电价，他们都表示将无法承受。一位专家指出，煤价、电价联动上扬，最后可能增加通货膨胀风险。光靠采用政策措施来化解“联动”对城乡居民生活、工农业等的影响，实际上是很难实现的。

　　回避“双刃剑”关键在遏制过热需求

　　李列民说，煤电“联动”涨价是一把“双刃剑”，不到万不得已，应该慎用。但遏制对电煤的过度需求，宏观调控政策应该有所作为。　

　　中国电监会相关数据显示，从2002年底到2006年底，我国新增电力装机容量2.65亿千瓦，同比增加74.4%，电力投资增长也明显超前于国民经济的增长。至2007年年底，全国发电装机总容量达到7.13亿千瓦，预计2008年全国电力装机容量有望突破8亿千瓦，这必将带来对电煤的旺盛需求。

　　此外，记者还了解到，在陕西、山西、河南等产煤大省，这些年化工、冶金对煤炭的需求数量增长很快。相关行业抬价竞购煤炭，用于发展生产供应国内需求。另外，还有相当数量的冶金、化工产品出口海外，形成了变相的煤炭出口。一位电厂负责人告诉记者，很多煤矿，如今热衷于用动力煤加工精煤，投入成本不高，但精煤的市场销售价比电煤高一倍多。电厂需要的电煤，现在越来越多地被用“洗煤”产生的“下脚料”甚至煤矸石充当。有专家建议，针对这一状况，国家应该加大在相关领域宏观调控的力度，限制高煤耗产业发展，特别是要遏制变相的能源输出。

　　还有专家指出，“计划电”被“市场煤”牵着鼻子走，还缘于国家对煤炭价格管理失控。一位电力企业专家说，如今某些北方煤矿的开采成本，满打满算只有200元/吨，按照目前的电煤价格销售，一些矿主在很短时加内，就积累起了天文数字般的财富。据记者了解，目前在电煤的生产、流通环节，千家万户民营资本已经掌控了资源，惜售、囤积居奇、哄抬煤价的现象大量存在。

　　国家有关部门时下希望推动发电、煤矿资本融合来化解“煤电博弈”的负面效应。但有分析人士称，当前，煤炭资源持续紧张，在此情况下，火电资本向上游发展，面临的最现实问题是与煤矿合并、重组或者收购需要付出的代价太高。如在小煤矿比较集中的湖南，一些煤矿在煤炭供过于求或者资源过剩的时期，是“白送”都无人接手的“烫手山芋”。如今，这些小矿只要手续齐全、具备开采条件，在矿产资源市场上的叫价较当初溢价的比例，高得惊人。发电集团在这个时期拿出真金白银上谈判桌洽购，正中某些煤矿资本的圈套，将来可能得不偿失。

　　华中电网有限公司总经理助理郑俊杰指出，电煤是关系到国民经济命脉的战略资源，国家不加以掌控，风险很大。国家要理顺煤电关系，应该择机并采取系统性的政策措施控制电煤资源。如国家应考虑扶植几家国有或者国有控股的大型企业以掌控全国电煤资源，并通过抬高门槛将民营矿主和流通商阻隔在煤炭采掘业和经营业之外。同时，国家还应在合适的地点、选择合适的时机构建面向“贫煤省”的战略储备、物流体系，多管齐下，才能缓解“煤电顶牛”，“‘电荒’与‘煤荒’交替”的被动局面。(记者:苏晓洲 戴劲松)