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连续处于高位的通胀一回落，拖延多时的电价上涨即启动。
11月30日国家发改委宣布：次日起，全国燃煤电厂的上网电价平均价格提高至2.6分钱每千瓦时，销售电价征收的可再生能源电价补贴标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱，非居民销售电价平均每千瓦时提高３分钱。
至此，电价完成了年内第三次上涨。与前几轮煤电联动不同，此番上调电价，国家发改委打出的是一套压煤保电的“组合拳”。
在煤价方面，发改委规定，自明年1月1日起，煤炭企业供应给电力企业的合同煤价涨幅不得超过上年合同价格的5％，同时主要港口5500大卡的市场电煤平仓价格最高不得超过每吨800元，而直达运输市场的电煤价格控制在不高于今年4月的水平。
“这是年内上调电价的最好也是最后的时机。” 中国电力企业联合会研究室主任沙亦强在接受《财经》记者采访时说。
缓解通胀压力一直是今年的核心议题，年关逼近之时，CPI已从7月6.5％的高点连续回落；另一方面，连续上涨的电煤价格和冬季可能出现的较大缺口，又迫使决策层不得不再次拿出煤电联动的办法，安抚电企以实现平稳过冬。
自2004年“煤电联动”出台后，电煤价格从不到300元/吨上涨到847元/吨，而电价的上涨幅度不到40％，几乎每次上调电价之后，煤价也会追涨，造成轮番循环上涨。业内普遍认为，历次上调电价未能有效疏解煤电顶牛僵局。
因此，这次在上调电价的同时，发改委还出手限制煤价。
“软缺电”
最新数据显示，今冬明春全国最大电力缺口约为3000万千瓦，相当于全国发电装机容量的3％。同时，冬季以来全国动力煤价格一直处于历史高位。11月30日，全国动力煤价格风向标——环渤海动力煤价格指数为847元/吨。
业内一致的观点是，与2001年左右因装机容量不足而导致电力紧缺局面不同，今年的电荒是由于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的人为因素停机，属于“软缺电”。
“再不上调电价，我们厂肯定要停机了。”12月1日，晋南一家大型燃煤电厂负责人在电话里告诉《财经》记者。据他介绍，现在山西省内4500大卡动力煤的坑口煤价已经涨至330元/吨，到厂煤价已经接近700元/吨。以上月为例，他的电厂每发一度电要亏7分钱。
在煤炭大省山西，这样的电厂不在少数。据《经济参考报》报道，山西煤炭年产超8亿吨，但省内发电企业亏损非常严重。山西省中南部13家电厂上报山西省电力行业协会的文件提到，13家火电企业今年1月至10月累计亏损32.89亿元，平均资产负债率已达111％，资不抵债企业数量上升至10家。电厂无钱买煤，无钱存煤，平均存煤量仅够一周左右，一些电厂出现缺煤停机。
据中电联统计部主任薛静介绍，中部、东北和西部等上网电价较低地区的火电企业，由于无法承受煤价上涨的压力，绝大部分已经陷入巨亏。
日益严峻的度冬电力供应形势使得政府下决心在年末上调电价，同时限制煤价。发改委在宣布上调电价后第一时间，以答记者问的形式向外界表示：由于电煤价格较快上涨，使火力发电企业成本快速上升，经营困难加剧，购煤发电能力受到较大制约，电力供应紧张。为缓解煤电价格矛盾，促进煤炭和电力行业协调健康发展，保障迎峰度冬期间电力供应，有必要加强调控，稳定电煤价格。但是，发改委并未具体说明落实限价令的措施。
物价涨幅回落也给了政府在年末上调电价的空间。国家统计局11月9日公布：10月份 CPI同比上涨5.5％，涨幅较上月回落0.6个百分点，连续三个月回落。市场开始相信物价涨幅已确定进入回落通道。专家们认为，尽管销售电价提高3分钱可能会对PPI造成影响，但对CPI不会造成太大影响。
煤价限得住吗
限价令一出，已迈入计划、市场双轨制的煤炭价格会否如政府预期的那样得到控制，便成为业界关注焦点。
黑龙江龙煤集团一位高层告诉《财经》记者，现在尚未收到具体的约束煤价的文件。“合同煤涨幅在5％之内还好控制，就是不知道国家以什么新的方式来控制市场煤了。可能还是采用分省约谈当地大企业的方式来限制煤价吧。”
一位煤炭工业协会人士向《财经》记者抱怨：大范围限制市场煤价是倒退回计划经济时代。“我倒想看看万一市场煤真的突破了800元/吨，发改委会以什么手段来惩罚违规煤企？”
更多的质疑集中于限价令的可行性。晋南电厂的负责人告诉《财经》记者“煤电双方谈判并不处于均势，合同对煤炭方面的约束并没有那么强。比如不少煤企和电厂谈价格都是定价不定量，到时候给电企的量少一点不就是涨价了吗？发改委连合同煤变相涨价的猫腻都查不出来，更别说这次要干预市场煤了。”
在电力监管部门看来，国内没有统一的大型电煤交易市场，不可能做到有效监控每一笔交易。“合同煤的兑现率不足40％，电力企业呼吁了多年都无法得到切实解决。同样的道理，怎么能管住市场煤的实际交易价格？”一位电监会的官员向《财经》记者表示。
对于国家发改委提出的“全面清理整顿涉煤基金和收费”这一举措，无论是电力企业还是煤炭企业在受访中都持欢迎态度。
记者了解到，为了获取资源收益，很多地方开征各种名目的收费。大量不合理的收费已经成为煤炭涨价的内在动力，导致煤炭企业生产成本和经营负担增加，推动了电煤价格的上涨。
中央财经大学中国煤炭上市公司研究中心主任邢雷接受《财经》记者采访时认为，清理整顿涉煤基金和收费的举措可以显著降低煤炭企业的成本，也会降低煤炭价格。但他担心其是否能落到实处：“在有关方面出台详细文件之前，指望地方政府自发取消这类收费不现实。”
长效机制何来
2004年12月，国家发改委出台煤电联动机制，规定以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。
煤电联动是为了解决煤电矛盾而制定的过渡性政策。从2005年5月到2011年12月，共实施了八次煤电价格调整，但只有前两次是严格的煤电联动。更重要的是，这一在电价改革到位前的临时措施，却逐渐变成了一种长期的制度安排，结果造成煤电价格轮番上涨。
中国电力国际有限公司高级经济师王冬容博士认为，七年间煤电联动并未得到很好的执行，何时该涨、涨多少都是一笔糊涂账：“煤电联动本身是市场化过程中的一个过渡性措施，仍是典型的政府定价，并且因为始终未将容量电价和电量电价分开，煤电联动也没有完成理顺煤电价格关系的使命。”
根据2003年国办下发的《电价改革方案》，上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。在过渡时期，上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。
容量电价主要反映发电固定成本的补偿，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式密切相关，不管是否发电，只要有容量在电网里，都会得到一定费用补偿。电量电价主要反映发电厂变动成本的补偿，与燃料费用及管理成本密切相关。
“现在仍是一部制电价，决策层在执行煤电联动时根本无法判断煤价上涨100元/吨对4毛钱/度的电价影响究竟有多大。”王冬容说。
王冬容对《财经》记者表示，近十年来电厂的内部挖潜几乎已经做到极致，电量电价基本就是电煤的成本。“由于容量电价在发电厂建成的那一天起就已经基本固定了，如能按照62号文要求实行两部制电价，那电煤的价格变化多少，就可以直接反映到电量电价上。
他认为，容量电价和电量电价分开是实现电价市场化的第一步。煤电联动规则透明化之后，至少可以将过渡时期的煤电价格关系理顺，让煤电处于动态平衡之中，不再出现煤电价格倒挂导致电厂越发电越亏损进而形成“软缺电”的现象。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强也认为，有效推进煤电联动，首先需要有透明的规则，透明的煤电联动机制可以厘清电力企业的成本，这样联动周期也可以根据市场变化适当调短，并形成有上有下的上网电价，避免当前电价单边上涨的局面。
然而煤电联动终究不是一个市场定价制度。持续多年的煤电顶牛，使得多数业内人士相信，彻底扭转煤电循环涨价的局面，必须重启尘封多年的电力体制改革，综合考虑煤电运的价格形成机制，从而使得电价能够反映真实的市场供求关系。
2002年2月10日，国务院出台了“电力体制改革方案”。但近十年过后，改革方案中确定的“厂网分离、输配分离、建立电力市场、实行新电价机制”等改革目标仅第一项基本实现。
改革迟迟无法推进，直接导致了煤电联动这一临时措施的长期化，而煤电矛盾又在一次次的联动中愈演愈烈。
接近国家能源局的人士表示，在现行电力体制下，上网电价和销售电价均被锁死，上游发电企业的成本变动无法直接传导至下游的用户，原料成本与终端产品无法形成直接对应关系，只能通过反应较为滞后的审批手段来实现调节。“对市场经济有百害而无一利”。
他说：“煤电联动暗含的逻辑是：煤价涨多少，电价就补多少。有人在后面兜底的话，价格就会脱离需求。一旦价格和需求脱节了，就会发生可怕的事情。这就是2004年来煤价从每吨200多元涨到800多元的原因。”
11月30日国家发改委宣布：次日起，全国燃煤电厂的上网电价平均价格提高至2.6分钱每千瓦时，销售电价征收的可再生能源电价补贴标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱，非居民销售电价平均每千瓦时提高３分钱。
至此，电价完成了年内第三次上涨。与前几轮煤电联动不同，此番上调电价，国家发改委打出的是一套压煤保电的“组合拳”。
在煤价方面，发改委规定，自明年1月1日起，煤炭企业供应给电力企业的合同煤价涨幅不得超过上年合同价格的5％，同时主要港口5500大卡的市场电煤平仓价格最高不得超过每吨800元，而直达运输市场的电煤价格控制在不高于今年4月的水平。
“这是年内上调电价的最好也是最后的时机。” 中国电力企业联合会研究室主任沙亦强在接受《财经》记者采访时说。
缓解通胀压力一直是今年的核心议题，年关逼近之时，CPI已从7月6.5％的高点连续回落；另一方面，连续上涨的电煤价格和冬季可能出现的较大缺口，又迫使决策层不得不再次拿出煤电联动的办法，安抚电企以实现平稳过冬。
自2004年“煤电联动”出台后，电煤价格从不到300元/吨上涨到847元/吨，而电价的上涨幅度不到40％，几乎每次上调电价之后，煤价也会追涨，造成轮番循环上涨。业内普遍认为，历次上调电价未能有效疏解煤电顶牛僵局。
因此，这次在上调电价的同时，发改委还出手限制煤价。
“软缺电”
最新数据显示，今冬明春全国最大电力缺口约为3000万千瓦，相当于全国发电装机容量的3％。同时，冬季以来全国动力煤价格一直处于历史高位。11月30日，全国动力煤价格风向标——环渤海动力煤价格指数为847元/吨。
业内一致的观点是，与2001年左右因装机容量不足而导致电力紧缺局面不同，今年的电荒是由于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的人为因素停机，属于“软缺电”。
“再不上调电价，我们厂肯定要停机了。”12月1日，晋南一家大型燃煤电厂负责人在电话里告诉《财经》记者。据他介绍，现在山西省内4500大卡动力煤的坑口煤价已经涨至330元/吨，到厂煤价已经接近700元/吨。以上月为例，他的电厂每发一度电要亏7分钱。
在煤炭大省山西，这样的电厂不在少数。据《经济参考报》报道，山西煤炭年产超8亿吨，但省内发电企业亏损非常严重。山西省中南部13家电厂上报山西省电力行业协会的文件提到，13家火电企业今年1月至10月累计亏损32.89亿元，平均资产负债率已达111％，资不抵债企业数量上升至10家。电厂无钱买煤，无钱存煤，平均存煤量仅够一周左右，一些电厂出现缺煤停机。
据中电联统计部主任薛静介绍，中部、东北和西部等上网电价较低地区的火电企业，由于无法承受煤价上涨的压力，绝大部分已经陷入巨亏。
日益严峻的度冬电力供应形势使得政府下决心在年末上调电价，同时限制煤价。发改委在宣布上调电价后第一时间，以答记者问的形式向外界表示：由于电煤价格较快上涨，使火力发电企业成本快速上升，经营困难加剧，购煤发电能力受到较大制约，电力供应紧张。为缓解煤电价格矛盾，促进煤炭和电力行业协调健康发展，保障迎峰度冬期间电力供应，有必要加强调控，稳定电煤价格。但是，发改委并未具体说明落实限价令的措施。
物价涨幅回落也给了政府在年末上调电价的空间。国家统计局11月9日公布：10月份 CPI同比上涨5.5％，涨幅较上月回落0.6个百分点，连续三个月回落。市场开始相信物价涨幅已确定进入回落通道。专家们认为，尽管销售电价提高3分钱可能会对PPI造成影响，但对CPI不会造成太大影响。
煤价限得住吗
限价令一出，已迈入计划、市场双轨制的煤炭价格会否如政府预期的那样得到控制，便成为业界关注焦点。
黑龙江龙煤集团一位高层告诉《财经》记者，现在尚未收到具体的约束煤价的文件。“合同煤涨幅在5％之内还好控制，就是不知道国家以什么新的方式来控制市场煤了。可能还是采用分省约谈当地大企业的方式来限制煤价吧。”
一位煤炭工业协会人士向《财经》记者抱怨：大范围限制市场煤价是倒退回计划经济时代。“我倒想看看万一市场煤真的突破了800元/吨，发改委会以什么手段来惩罚违规煤企？”
更多的质疑集中于限价令的可行性。晋南电厂的负责人告诉《财经》记者“煤电双方谈判并不处于均势，合同对煤炭方面的约束并没有那么强。比如不少煤企和电厂谈价格都是定价不定量，到时候给电企的量少一点不就是涨价了吗？发改委连合同煤变相涨价的猫腻都查不出来，更别说这次要干预市场煤了。”
在电力监管部门看来，国内没有统一的大型电煤交易市场，不可能做到有效监控每一笔交易。“合同煤的兑现率不足40％，电力企业呼吁了多年都无法得到切实解决。同样的道理，怎么能管住市场煤的实际交易价格？”一位电监会的官员向《财经》记者表示。
对于国家发改委提出的“全面清理整顿涉煤基金和收费”这一举措，无论是电力企业还是煤炭企业在受访中都持欢迎态度。
记者了解到，为了获取资源收益，很多地方开征各种名目的收费。大量不合理的收费已经成为煤炭涨价的内在动力，导致煤炭企业生产成本和经营负担增加，推动了电煤价格的上涨。
中央财经大学中国煤炭上市公司研究中心主任邢雷接受《财经》记者采访时认为，清理整顿涉煤基金和收费的举措可以显著降低煤炭企业的成本，也会降低煤炭价格。但他担心其是否能落到实处：“在有关方面出台详细文件之前，指望地方政府自发取消这类收费不现实。”
长效机制何来
2004年12月，国家发改委出台煤电联动机制，规定以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。
煤电联动是为了解决煤电矛盾而制定的过渡性政策。从2005年5月到2011年12月，共实施了八次煤电价格调整，但只有前两次是严格的煤电联动。更重要的是，这一在电价改革到位前的临时措施，却逐渐变成了一种长期的制度安排，结果造成煤电价格轮番上涨。
中国电力国际有限公司高级经济师王冬容博士认为，七年间煤电联动并未得到很好的执行，何时该涨、涨多少都是一笔糊涂账：“煤电联动本身是市场化过程中的一个过渡性措施，仍是典型的政府定价，并且因为始终未将容量电价和电量电价分开，煤电联动也没有完成理顺煤电价格关系的使命。”
根据2003年国办下发的《电价改革方案》，上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。在过渡时期，上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。
容量电价主要反映发电固定成本的补偿，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式密切相关，不管是否发电，只要有容量在电网里，都会得到一定费用补偿。电量电价主要反映发电厂变动成本的补偿，与燃料费用及管理成本密切相关。
“现在仍是一部制电价，决策层在执行煤电联动时根本无法判断煤价上涨100元/吨对4毛钱/度的电价影响究竟有多大。”王冬容说。
王冬容对《财经》记者表示，近十年来电厂的内部挖潜几乎已经做到极致，电量电价基本就是电煤的成本。“由于容量电价在发电厂建成的那一天起就已经基本固定了，如能按照62号文要求实行两部制电价，那电煤的价格变化多少，就可以直接反映到电量电价上。
他认为，容量电价和电量电价分开是实现电价市场化的第一步。煤电联动规则透明化之后，至少可以将过渡时期的煤电价格关系理顺，让煤电处于动态平衡之中，不再出现煤电价格倒挂导致电厂越发电越亏损进而形成“软缺电”的现象。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强也认为，有效推进煤电联动，首先需要有透明的规则，透明的煤电联动机制可以厘清电力企业的成本，这样联动周期也可以根据市场变化适当调短，并形成有上有下的上网电价，避免当前电价单边上涨的局面。
然而煤电联动终究不是一个市场定价制度。持续多年的煤电顶牛，使得多数业内人士相信，彻底扭转煤电循环涨价的局面，必须重启尘封多年的电力体制改革，综合考虑煤电运的价格形成机制，从而使得电价能够反映真实的市场供求关系。
2002年2月10日，国务院出台了“电力体制改革方案”。但近十年过后，改革方案中确定的“厂网分离、输配分离、建立电力市场、实行新电价机制”等改革目标仅第一项基本实现。
改革迟迟无法推进，直接导致了煤电联动这一临时措施的长期化，而煤电矛盾又在一次次的联动中愈演愈烈。
接近国家能源局的人士表示，在现行电力体制下，上网电价和销售电价均被锁死，上游发电企业的成本变动无法直接传导至下游的用户，原料成本与终端产品无法形成直接对应关系，只能通过反应较为滞后的审批手段来实现调节。“对市场经济有百害而无一利”。
他说：“煤电联动暗含的逻辑是：煤价涨多少，电价就补多少。有人在后面兜底的话，价格就会脱离需求。一旦价格和需求脱节了，就会发生可怕的事情。这就是2004年来煤价从每吨200多元涨到800多元的原因。”