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2009年以来，在煤炭市场价格连续呈两位数大幅上涨的情况下，上网电价并未按照煤电联动机制要求做出相应调整。这不仅导致发电企业的大面积亏损，也影响到电力的供需平衡。2011年3月以来，全国多个省份出现了“淡季”电力供给紧张的局面，作为产煤大省的山西也出现了供电紧张的现象。供电紧张，电力价格以及煤电矛盾等问题一直困扰着政策决策部门和发电企业。针对当前的供电紧张和煤电矛盾问题，2011年10月，我们对山西省进行调研。
一、山西供电紧张、煤电矛盾问题的现状及分析
（一）装机容量充足，但是电力供应偏紧
截至2011年9月底，山西省发电装机容量为4754万千瓦，其中火电装机4416万千瓦，占总装机容量的92.9%。总体上，以山西省目前的发电装机容量来看，提供稳定电力供应保障应该不成问题。目前用于省内电力平衡的省调电厂装机容量约为3400万千瓦，而当前最大用电负荷为2250万千瓦。但现实情况却是屡屡出现拉闸限电现象。2010年四季度山西各地频繁出现间断性停电。2011年8月份以来更是连续28天采取限电措施，最大限电达到254万千瓦（发生在8月31日），约占当日全省用电负荷的13%。中秋节后随着夏季高峰用电的结束，缺电现象仍然没有消失，10月份电力缺口还有100万千瓦左右。
之所以在装机容量充足的情况下出现缺电现象，其直接原因是非计划停机严重。一般情况下，电力系统所允许的非计划停机比例为5—15%。然而自8月11日以来，山西省调电厂平均停运容量超过1000万千瓦，最大总停机容量接近1100万千瓦，占省调装机容量的33.44%，其中缺煤停机容量为438万千瓦，占省调装机容量的13%，主要集中在中南部，还有很高比例的非计划停机是发电企业借机组检修或设备故障之名故意停机。除此之外，出于降低燃料成本的考虑，发电企业普遍采取掺烧劣质煤的方法，使得机组出力不足，加重了电力供应紧张程度。2004年之前，山西各电厂的燃煤发热量均在5500大卡左右，目前已降至4500大卡左右。据山西省电力行业协会估计，煤质差影响山西省调电厂发电约140万千瓦。
（二）电厂亏损严重，导致发电积极性低
造成如此严重的非计划停机局面的根本原因是发电企业严重亏损，发电积极性低。近3年来，山西省火电企业持续出现大范围的亏损。到2010年，山西拥有主力火电企业22家，其中16家亏损，亏损额44亿元。2011年，情况进一步恶化，资料显示，中南部13家主力火力发电企业去年1—7月份就亏损23.05亿元，2008年以来累计亏损129亿元，拖欠燃料款29.94亿元，平均资产负债率高达106%。流动资金严重短缺，有的企业流资已断裂，靠集团公司拨付流资维持运转。
造成山西火电企业严重亏损的主要原因是上网电价偏低和煤价增长过快。2003年5月，国家发改委出台了《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，要求以2001年省级及以上电力公司和电厂的财务决算报表为依据确定电厂上网电价。当时山西电厂大多使用厂区附近小煤矿的煤炭，成本相对较低，导致上网电价比周边地区（除内蒙外）低。与此同时，近年来煤价涨幅过快。2007年以来单位燃料成本涨幅达92.3%，而同期山西上网标杆电价仅上涨29.3%，成本与收益的严重失衡造成了发电企业连续的巨额亏损，造成“发电就亏损，发得多亏得多”的局面，严重影响电厂发电的积极性。
总之，作为煤电输出大省，山西出现电力供应短缺的现象，是煤电矛盾的集中体现。
二、关于煤电矛盾问题的进一步分析
（一）煤电联营与煤电矛盾问题
近年来，随着电力短缺和煤炭价格的持续上涨，作为解决煤电矛盾的一个思路，煤电联营越来越被重视。在短期内看，这类重组既能满足煤炭企业迅速提升规模和产值的欲望，也能解决发电企业缺煤之急，而且无需额外的支出。
然而，煤电联营能否解决煤电矛盾问题还需要深入地思考。本质上，煤电联营是将煤电问题内部化，将交易从市场上转移到企业内部。然而，作为资源类产品的煤炭计量简单，交易相对透明，市场化程度也较高，在煤电纵向整合中，交易成本下降的趋势并不明显。而且，煤炭开采和电力生产具有完全不同的技术经济特性，纵向一体化不仅很难带来规模经济效益，还会增加企业管理难度，甚至出现规模不经济现象。
目前，我国正处于重工业化阶段，煤炭等资源类产品价格呈现长期持续攀升走势，对于电力企业来说，有向上游延伸产业链以获得稳定的原料的需求，但当前，大多数发电企业经营和融资困难，无力收购煤炭。对煤炭企业而言，在煤炭供不应求价格持续上涨行情下，并没有向下游并购的需求。
运输瓶颈是煤电联营中应该高度重视的一个问题，距离过远，成本优势将被运输费用所侵蚀。目前煤电矛盾中，一些经营困难的电厂都是离动力煤产区较远的中南部地区的火电企业。这些发电企业即便是由煤炭企业来经营，也只是用煤炭的盈利来贴补发电的亏损，难以产生协同效应。山西调研中发现，已经完成煤电联营重组的电厂依然存在缺煤停机现象，例如，南煤集团的安平电厂。
煤电联营虽然在一定程度上可以缓和矛盾，但是对于解决普遍存在的煤电矛盾问题并不具备代表性，而且它仅仅能解决部分发电企业的电煤问题，大多数未联营的发电企业仍然需要面对煤电矛盾，甚至由于一体化进程使得煤炭市场集中度提高，趋于寡头垄断，还会使得煤炭的供应形势变得更加严峻。
（二）煤电联动机制与煤电矛盾问题
2004年底，国家出台煤电联动的方案，规定以不少于6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的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调整，以弥补发电厂成本的增加。煤电联动的目的是通过电力价格调整将煤炭等一次能源价格变化及时传导到售电端，促使消费者依据售电价格变化及时合理调整用电行为，进而达到优化资源配置和促进结构调整的作用。
當前的煤电联动机制是市场价格形成机制不健全的条件下促进价格传导的手段，本质上还是行政成本定价，而且它的运行既依赖于完善的煤炭市场制度以形成反映真实市场供求的煤炭价格，又需要发电侧市场价格和需求侧市场价格具有可波动的空间。实际操作中，电力价格根本不可能随着煤炭价格无限制的上涨，从2007年以来，煤炭价格已经上涨了一倍多，而终端销售电价不可能同比例增长。而且，2008年以后，CPI出现较大幅度上涨，中央经济工作会议把“防止物价由结构上涨变成全面通胀”作为全年宏观调控的主要任务，在此背景下，政府提升销售电价必然越来越谨慎，煤电联动机制也随之束之高阁，继而采取直接的价格干预措施。之后，煤电联动基本废除，国家开始采取临时性的价格干预措施，分别于2008年6月、2010年7月以及2011年6月三次对煤、电价进行了干预。
由此看来，对于供电紧张、煤电矛盾问题，煤电联动不是最终有效的解决方案。实际上，煤电联动和当前我们采用的国家直接干预煤炭和电力价格的措施没有本质上的差别，都是人为地，而不是通过市场机制传导价格波动，煤电联动机制只是将这种干预制度化和程序化了。
（三）电力体制与煤电矛盾问题
1、煤电矛盾问题的体制原因
煤炭价格上涨最终传导至终端消费者非常重要，一方面，这使得包括电网企业在内的整个产业链共同分担涨价的影响，将影响降至最低；另一方面，只有这样才能使得终端消费者根据价格的变化调整用电，进而对电力需求产生影响，并将对需求的影响反馈至上游，通过市场机制的自发调节重新达到新的均衡。
虽然2002年我国就开始实施新一轮的电力体制改革，但改革仅仅推进到“厂网分离”这一步就停滞不前了，当前的电力市场不完善，市场化价格机制尚未建立。目前，我国电力产业分为发电、输电、配电、售电四个环节，形成了发电侧和需求侧两个市场，有上网电价和销售电价两个价格，输配电价合并在终端销售电价中。从市场结构看，电网公司在发电市场上形成买方垄断，在售电市场上形成卖方垄断，制约了竞争。从价格机制看，上网电价和销售电价均由政府行政管制。对于上网电价，政府部门的定价策略是成本加成定价——“合理的成本加上合理的利润”；对于销售电价，定价策略是依据输配电价不变的原则，以上网电价、输配电价与输配电损耗来确定销售电价。这种定价机制既不能促进竞争提高效率，也使得电力价格失去了反应和调节供求的应有功能；而且由于实施价格管制，缺乏联动机制，使得价格讯号无法再向上下游传递。
近年来，在煤炭供不应求，生产成本提高的拉动下，煤炭价格持续上涨。在与发电企业的市场博弈中，煤炭企业具有较大的市场支配能力和定价能力，电力企业成为“市场煤”价格的接受者。在发电市场上，电力供不应求，发电企业本应该具备更强市场支配力和定价能力，然后由于发电市场上单一买家的市场结构，以及执行政府管制的固定上网电价，发电企业再次成为“计划电”价格的被动接受者。而且，固定的上网电价使得价格讯号无法再向下游传递，发电企业因电煤价格持续上涨带来的成本提高得不到有效疏导。因此，在“市场煤”和“计划电”的夹逼之下，电力企业生产经营面临困难，出现大面积非停现象，进而出现了在装机能力有余的情况下的供电紧张和煤电矛盾问题。
由此可见，当前电力供应短缺和煤电矛盾的根本原因在于电力价格机制不顺畅，电力体制改革不到位。真正解决煤电矛盾问题，需要进一步深化电力价格改革，建立市场化电力价格形成机制和传导机制，使得电力价格能够反映成本和市场供需变化，并且使得价格波动能够在上下游之间顺畅地传导。
2、针对煤电矛盾问题的电力体制改革的关键问题
第一，销售电价是否能够提高，如何提高？长期以来，我国销售电价存在两个问题，一是价格被人为压低。低电价会导致电力的过度消费，刺激增加燃煤消耗，拉升电煤价格，进而继续给销售电价产生上升压力。二是为了保障低收入群体的生活，政府压低居民用电价格，使得我国销售电价存在较为严重的交叉补贴，由工商业用户补贴居民用户。这种交叉补贴机制存在缺陷，最后的受益者大部分是不需要补贴的高收入群体，而贫困居民由于电力消费少，获得的补贴也少，这也和补贴最初的目标是背道而驰的，既不公平，也缺乏效率。由此来看，销售电价是存在着上涨空间的。
但基于当前CPI上涨的局面，国家对提高销售电价，尤其是提高居民电价相当谨慎。2006年以来，我国已经多次调整销售电价，但为了维持社会稳定，在提升销售电价的过程中，尽可能保持居民电价不变，提高工商业电价。鉴于此，一个可行的办法是在提高销售电价的同时，向低收入家庭发放补贴。真正需要补贴的贫困人群获得了补贴，对冲涨价的影响；对高收入群体的高电价还可以抑制过度消费；而且，在新补贴机制下，由于可以降低工商业向全部居民用户的交叉补贴，实际补贴支出将会显著减少。由此看来，销售电价是可以提高的。改革和完善销售电价定价机制，灵活合理地提高销售电价，使销售价格能够反映电力生产成本的变化，是解决供电紧张、煤电矛盾的一个可供选择的有效政策手段。
第二，输配电价是否存在压低的空间？如果输配环节营业利润大，存在着提高效率和降低成本的空间，那么压减输配电价也能作为解决供电紧张，煤电矛盾的一个有效的手段。由于輸配电领域处于垄断经营地位，市场信息极其不透明，缺乏必要的核算数据，因此对输配电领域的利润分析只能是间接的估算。众所周知，电网企业具有固定成本较大而边际成本较小的特征，在用电量持续高速增长的情况下（2010年，2家中央电网企业售电量32946.9亿千瓦时，比上年增长17.4%），电网企业边际成本趋于下降，由于采取输配电价不变的原则，边际收入将维持不变，企业利润应该会出现大幅度增长。事实也是如此，2010年央企盈利排名中国家电网公司位列第五。相比之下，2010年火电企业处于普遍亏损状态，中央5家火电企业，火电业务亏损118亿元。显然发电和输配电环节之间营业利润差别过大。这也表明存在压缩输配电价，在不动销售电价情况下，提高上网电价的空间。
三、政策建议
（一）系统推进电力体制的改革
首先，必须深入推进电价体制改革，坚持市场化改革的方向，建立市场化电力价格形成机制和传导机制，使得电力价格能够反映成本和市场供需变化，并且使得价格波动能够在上下游之间顺畅地传导。其次，必须研究适合我国国情的电力交易模式，构建市场化的电力市场，如可以采取双边制的模式，推动电力直接交易，以区域电力市场为主，推行“多买多卖”的交易模式，负责电力输送的电网企业收取相应的过网费。第三，必须改变当前“一网独大”的垄断格局，对电网进行普查，充实有关信息，对输、配业务实行内部财务独立核算，进而推动输配电价格监管的改革。
值得强调的是，灵活、合理地提高销售电价，使之能够反映电力成本的变化，是解决煤电矛盾问题的关键，如果下游电价可以提高，煤电联动机制也能复活。然而，电力作为国民经济基础性产业，牵扯面大，提高销售电价会不会引致其他相关产业成本增加，进而增加通货膨胀压力，成为影响决策的一个重要因素。诚然，放开销售电价，电价将会出现较大幅度的上涨，但是，如果能够建立市场化的电价形成机制，销售电价最初的上涨能够有效地限制目前电力需求的过度增长，并通过价格传导机制将需求增长放缓的趋势向上游发电领域以及原材料市场传导，带动原材料需求增长的放缓和价格下降，进而会带动销售电价的下降。中长期均衡销售电价将出现下降趋势，不会产生通胀压力。更重要的是，如果维持现有行政性固定价格的政策，过低的销售电价会造成电力过度消费和高耗能产业的过度发展，而且，由于电力市场价格机制的缺失，使得这种需求过度增长无法传导到上游，会持续拉动上游原材料需求增长，造成能源价格过高、电力供给的不足等一系列问题。近年来煤炭价格的上涨已经超过一倍，作为基础的一次性能源，煤炭价格上涨也会造成通货膨胀压力。按照现行的做法，通过控制煤炭价格，以损害煤炭、电力市场的效率为代价，缓解通货膨胀以及煤电矛盾，从中长期来看还是应当择机推进电力价格市场化改革。
（二）可选择的临时性政策措施
1、重启和完善煤电联动机制
虽然煤电价格联动政策不是最优解决办法，但它是电力价格实行政府管制条件下，解决煤电矛盾的可供选择的路径，也是国际上解决煤电矛盾普遍采用的思路和办法。如果下游销售电价存在上涨的可能和空间，重启和完善煤电联动机制甚至可以看作是当前条件下解决煤电矛盾问题的一个最优解。与当前限制煤炭价格的政策相比，煤电价格联动政策可以传导价格信号，在缓和煤电矛盾、保证电力稳定供应，同时还能调整用电行为，促进产业结构的调整。这个方式最大的问题在于，销售电价管制使得煤电联动缺乏必要的空间，可以结合即将要推行的居民阶梯电价政策，对阶梯电价的第二档和第三档实行联动调整，以更好达到居民阶梯电价政策促进合理用电、节约用电的目的。
2、直接补贴的方式
给予燃煤发电企业临时性价格补贴也是一个可供选择的临时性方案，可以在不破坏煤炭市场有效性的条件下，缓解电厂的经营压力。
3、交叉补贴的方式
提高上网电价而维持销售电价不变，让输配企业补贴发电企业也是一个可行的选择。基于前面的分析，输配部门存在压缩利润和提高效率的空间；而且，输配领域几乎由两家大型国有电网公司垄断，作为垄断型国有企业，有承担改革成本的义务，即便出现大面积的亏损，后续核算和补贴政策也相对简单。
4、推动电力直接交易
电力直接交易既有利于促进竞争性的双边市场的形成，也可以有效地降低交易费用，缓解煤电矛盾。目前，世界上许多国家已经改革传统的电力交易模式，电力市场运行由发电方和用电方进行直接交易。具体措施包括：先行对输配电业务实行内部财务独立核算，在此基础上，国家合理确定电网输配电价。逐步扩大用户直接购电范围，由发电企业与用户自行商定电力、电量、电价等事宜，签订各种期限的购电合同。
（作者单位：国家发展改革委体管所）
一、山西供电紧张、煤电矛盾问题的现状及分析
（一）装机容量充足，但是电力供应偏紧
截至2011年9月底，山西省发电装机容量为4754万千瓦，其中火电装机4416万千瓦，占总装机容量的92.9%。总体上，以山西省目前的发电装机容量来看，提供稳定电力供应保障应该不成问题。目前用于省内电力平衡的省调电厂装机容量约为3400万千瓦，而当前最大用电负荷为2250万千瓦。但现实情况却是屡屡出现拉闸限电现象。2010年四季度山西各地频繁出现间断性停电。2011年8月份以来更是连续28天采取限电措施，最大限电达到254万千瓦（发生在8月31日），约占当日全省用电负荷的13%。中秋节后随着夏季高峰用电的结束，缺电现象仍然没有消失，10月份电力缺口还有100万千瓦左右。
之所以在装机容量充足的情况下出现缺电现象，其直接原因是非计划停机严重。一般情况下，电力系统所允许的非计划停机比例为5—15%。然而自8月11日以来，山西省调电厂平均停运容量超过1000万千瓦，最大总停机容量接近1100万千瓦，占省调装机容量的33.44%，其中缺煤停机容量为438万千瓦，占省调装机容量的13%，主要集中在中南部，还有很高比例的非计划停机是发电企业借机组检修或设备故障之名故意停机。除此之外，出于降低燃料成本的考虑，发电企业普遍采取掺烧劣质煤的方法，使得机组出力不足，加重了电力供应紧张程度。2004年之前，山西各电厂的燃煤发热量均在5500大卡左右，目前已降至4500大卡左右。据山西省电力行业协会估计，煤质差影响山西省调电厂发电约140万千瓦。
（二）电厂亏损严重，导致发电积极性低
造成如此严重的非计划停机局面的根本原因是发电企业严重亏损，发电积极性低。近3年来，山西省火电企业持续出现大范围的亏损。到2010年，山西拥有主力火电企业22家，其中16家亏损，亏损额44亿元。2011年，情况进一步恶化，资料显示，中南部13家主力火力发电企业去年1—7月份就亏损23.05亿元，2008年以来累计亏损129亿元，拖欠燃料款29.94亿元，平均资产负债率高达106%。流动资金严重短缺，有的企业流资已断裂，靠集团公司拨付流资维持运转。
造成山西火电企业严重亏损的主要原因是上网电价偏低和煤价增长过快。2003年5月，国家发改委出台了《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，要求以2001年省级及以上电力公司和电厂的财务决算报表为依据确定电厂上网电价。当时山西电厂大多使用厂区附近小煤矿的煤炭，成本相对较低，导致上网电价比周边地区（除内蒙外）低。与此同时，近年来煤价涨幅过快。2007年以来单位燃料成本涨幅达92.3%，而同期山西上网标杆电价仅上涨29.3%，成本与收益的严重失衡造成了发电企业连续的巨额亏损，造成“发电就亏损，发得多亏得多”的局面，严重影响电厂发电的积极性。
总之，作为煤电输出大省，山西出现电力供应短缺的现象，是煤电矛盾的集中体现。
二、关于煤电矛盾问题的进一步分析
（一）煤电联营与煤电矛盾问题
近年来，随着电力短缺和煤炭价格的持续上涨，作为解决煤电矛盾的一个思路，煤电联营越来越被重视。在短期内看，这类重组既能满足煤炭企业迅速提升规模和产值的欲望，也能解决发电企业缺煤之急，而且无需额外的支出。
然而，煤电联营能否解决煤电矛盾问题还需要深入地思考。本质上，煤电联营是将煤电问题内部化，将交易从市场上转移到企业内部。然而，作为资源类产品的煤炭计量简单，交易相对透明，市场化程度也较高，在煤电纵向整合中，交易成本下降的趋势并不明显。而且，煤炭开采和电力生产具有完全不同的技术经济特性，纵向一体化不仅很难带来规模经济效益，还会增加企业管理难度，甚至出现规模不经济现象。
目前，我国正处于重工业化阶段，煤炭等资源类产品价格呈现长期持续攀升走势，对于电力企业来说，有向上游延伸产业链以获得稳定的原料的需求，但当前，大多数发电企业经营和融资困难，无力收购煤炭。对煤炭企业而言，在煤炭供不应求价格持续上涨行情下，并没有向下游并购的需求。
运输瓶颈是煤电联营中应该高度重视的一个问题，距离过远，成本优势将被运输费用所侵蚀。目前煤电矛盾中，一些经营困难的电厂都是离动力煤产区较远的中南部地区的火电企业。这些发电企业即便是由煤炭企业来经营，也只是用煤炭的盈利来贴补发电的亏损，难以产生协同效应。山西调研中发现，已经完成煤电联营重组的电厂依然存在缺煤停机现象，例如，南煤集团的安平电厂。
煤电联营虽然在一定程度上可以缓和矛盾，但是对于解决普遍存在的煤电矛盾问题并不具备代表性，而且它仅仅能解决部分发电企业的电煤问题，大多数未联营的发电企业仍然需要面对煤电矛盾，甚至由于一体化进程使得煤炭市场集中度提高，趋于寡头垄断，还会使得煤炭的供应形势变得更加严峻。
（二）煤电联动机制与煤电矛盾问题
2004年底，国家出台煤电联动的方案，规定以不少于6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的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调整，以弥补发电厂成本的增加。煤电联动的目的是通过电力价格调整将煤炭等一次能源价格变化及时传导到售电端，促使消费者依据售电价格变化及时合理调整用电行为，进而达到优化资源配置和促进结构调整的作用。
當前的煤电联动机制是市场价格形成机制不健全的条件下促进价格传导的手段，本质上还是行政成本定价，而且它的运行既依赖于完善的煤炭市场制度以形成反映真实市场供求的煤炭价格，又需要发电侧市场价格和需求侧市场价格具有可波动的空间。实际操作中，电力价格根本不可能随着煤炭价格无限制的上涨，从2007年以来，煤炭价格已经上涨了一倍多，而终端销售电价不可能同比例增长。而且，2008年以后，CPI出现较大幅度上涨，中央经济工作会议把“防止物价由结构上涨变成全面通胀”作为全年宏观调控的主要任务，在此背景下，政府提升销售电价必然越来越谨慎，煤电联动机制也随之束之高阁，继而采取直接的价格干预措施。之后，煤电联动基本废除，国家开始采取临时性的价格干预措施，分别于2008年6月、2010年7月以及2011年6月三次对煤、电价进行了干预。
由此看来，对于供电紧张、煤电矛盾问题，煤电联动不是最终有效的解决方案。实际上，煤电联动和当前我们采用的国家直接干预煤炭和电力价格的措施没有本质上的差别，都是人为地，而不是通过市场机制传导价格波动，煤电联动机制只是将这种干预制度化和程序化了。
（三）电力体制与煤电矛盾问题
1、煤电矛盾问题的体制原因
煤炭价格上涨最终传导至终端消费者非常重要，一方面，这使得包括电网企业在内的整个产业链共同分担涨价的影响，将影响降至最低；另一方面，只有这样才能使得终端消费者根据价格的变化调整用电，进而对电力需求产生影响，并将对需求的影响反馈至上游，通过市场机制的自发调节重新达到新的均衡。
虽然2002年我国就开始实施新一轮的电力体制改革，但改革仅仅推进到“厂网分离”这一步就停滞不前了，当前的电力市场不完善，市场化价格机制尚未建立。目前，我国电力产业分为发电、输电、配电、售电四个环节，形成了发电侧和需求侧两个市场，有上网电价和销售电价两个价格，输配电价合并在终端销售电价中。从市场结构看，电网公司在发电市场上形成买方垄断，在售电市场上形成卖方垄断，制约了竞争。从价格机制看，上网电价和销售电价均由政府行政管制。对于上网电价，政府部门的定价策略是成本加成定价——“合理的成本加上合理的利润”；对于销售电价，定价策略是依据输配电价不变的原则，以上网电价、输配电价与输配电损耗来确定销售电价。这种定价机制既不能促进竞争提高效率，也使得电力价格失去了反应和调节供求的应有功能；而且由于实施价格管制，缺乏联动机制，使得价格讯号无法再向上下游传递。
近年来，在煤炭供不应求，生产成本提高的拉动下，煤炭价格持续上涨。在与发电企业的市场博弈中，煤炭企业具有较大的市场支配能力和定价能力，电力企业成为“市场煤”价格的接受者。在发电市场上，电力供不应求，发电企业本应该具备更强市场支配力和定价能力，然后由于发电市场上单一买家的市场结构，以及执行政府管制的固定上网电价，发电企业再次成为“计划电”价格的被动接受者。而且，固定的上网电价使得价格讯号无法再向下游传递，发电企业因电煤价格持续上涨带来的成本提高得不到有效疏导。因此，在“市场煤”和“计划电”的夹逼之下，电力企业生产经营面临困难，出现大面积非停现象，进而出现了在装机能力有余的情况下的供电紧张和煤电矛盾问题。
由此可见，当前电力供应短缺和煤电矛盾的根本原因在于电力价格机制不顺畅，电力体制改革不到位。真正解决煤电矛盾问题，需要进一步深化电力价格改革，建立市场化电力价格形成机制和传导机制，使得电力价格能够反映成本和市场供需变化，并且使得价格波动能够在上下游之间顺畅地传导。
2、针对煤电矛盾问题的电力体制改革的关键问题
第一，销售电价是否能够提高，如何提高？长期以来，我国销售电价存在两个问题，一是价格被人为压低。低电价会导致电力的过度消费，刺激增加燃煤消耗，拉升电煤价格，进而继续给销售电价产生上升压力。二是为了保障低收入群体的生活，政府压低居民用电价格，使得我国销售电价存在较为严重的交叉补贴，由工商业用户补贴居民用户。这种交叉补贴机制存在缺陷，最后的受益者大部分是不需要补贴的高收入群体，而贫困居民由于电力消费少，获得的补贴也少，这也和补贴最初的目标是背道而驰的，既不公平，也缺乏效率。由此来看，销售电价是存在着上涨空间的。
但基于当前CPI上涨的局面，国家对提高销售电价，尤其是提高居民电价相当谨慎。2006年以来，我国已经多次调整销售电价，但为了维持社会稳定，在提升销售电价的过程中，尽可能保持居民电价不变，提高工商业电价。鉴于此，一个可行的办法是在提高销售电价的同时，向低收入家庭发放补贴。真正需要补贴的贫困人群获得了补贴，对冲涨价的影响；对高收入群体的高电价还可以抑制过度消费；而且，在新补贴机制下，由于可以降低工商业向全部居民用户的交叉补贴，实际补贴支出将会显著减少。由此看来，销售电价是可以提高的。改革和完善销售电价定价机制，灵活合理地提高销售电价，使销售价格能够反映电力生产成本的变化，是解决供电紧张、煤电矛盾的一个可供选择的有效政策手段。
第二，输配电价是否存在压低的空间？如果输配环节营业利润大，存在着提高效率和降低成本的空间，那么压减输配电价也能作为解决供电紧张，煤电矛盾的一个有效的手段。由于輸配电领域处于垄断经营地位，市场信息极其不透明，缺乏必要的核算数据，因此对输配电领域的利润分析只能是间接的估算。众所周知，电网企业具有固定成本较大而边际成本较小的特征，在用电量持续高速增长的情况下（2010年，2家中央电网企业售电量32946.9亿千瓦时，比上年增长17.4%），电网企业边际成本趋于下降，由于采取输配电价不变的原则，边际收入将维持不变，企业利润应该会出现大幅度增长。事实也是如此，2010年央企盈利排名中国家电网公司位列第五。相比之下，2010年火电企业处于普遍亏损状态，中央5家火电企业，火电业务亏损118亿元。显然发电和输配电环节之间营业利润差别过大。这也表明存在压缩输配电价，在不动销售电价情况下，提高上网电价的空间。
三、政策建议
（一）系统推进电力体制的改革
首先，必须深入推进电价体制改革，坚持市场化改革的方向，建立市场化电力价格形成机制和传导机制，使得电力价格能够反映成本和市场供需变化，并且使得价格波动能够在上下游之间顺畅地传导。其次，必须研究适合我国国情的电力交易模式，构建市场化的电力市场，如可以采取双边制的模式，推动电力直接交易，以区域电力市场为主，推行“多买多卖”的交易模式，负责电力输送的电网企业收取相应的过网费。第三，必须改变当前“一网独大”的垄断格局，对电网进行普查，充实有关信息，对输、配业务实行内部财务独立核算，进而推动输配电价格监管的改革。
值得强调的是，灵活、合理地提高销售电价，使之能够反映电力成本的变化，是解决煤电矛盾问题的关键，如果下游电价可以提高，煤电联动机制也能复活。然而，电力作为国民经济基础性产业，牵扯面大，提高销售电价会不会引致其他相关产业成本增加，进而增加通货膨胀压力，成为影响决策的一个重要因素。诚然，放开销售电价，电价将会出现较大幅度的上涨，但是，如果能够建立市场化的电价形成机制，销售电价最初的上涨能够有效地限制目前电力需求的过度增长，并通过价格传导机制将需求增长放缓的趋势向上游发电领域以及原材料市场传导，带动原材料需求增长的放缓和价格下降，进而会带动销售电价的下降。中长期均衡销售电价将出现下降趋势，不会产生通胀压力。更重要的是，如果维持现有行政性固定价格的政策，过低的销售电价会造成电力过度消费和高耗能产业的过度发展，而且，由于电力市场价格机制的缺失，使得这种需求过度增长无法传导到上游，会持续拉动上游原材料需求增长，造成能源价格过高、电力供给的不足等一系列问题。近年来煤炭价格的上涨已经超过一倍，作为基础的一次性能源，煤炭价格上涨也会造成通货膨胀压力。按照现行的做法，通过控制煤炭价格，以损害煤炭、电力市场的效率为代价，缓解通货膨胀以及煤电矛盾，从中长期来看还是应当择机推进电力价格市场化改革。
（二）可选择的临时性政策措施
1、重启和完善煤电联动机制
虽然煤电价格联动政策不是最优解决办法，但它是电力价格实行政府管制条件下，解决煤电矛盾的可供选择的路径，也是国际上解决煤电矛盾普遍采用的思路和办法。如果下游销售电价存在上涨的可能和空间，重启和完善煤电联动机制甚至可以看作是当前条件下解决煤电矛盾问题的一个最优解。与当前限制煤炭价格的政策相比，煤电价格联动政策可以传导价格信号，在缓和煤电矛盾、保证电力稳定供应，同时还能调整用电行为，促进产业结构的调整。这个方式最大的问题在于，销售电价管制使得煤电联动缺乏必要的空间，可以结合即将要推行的居民阶梯电价政策，对阶梯电价的第二档和第三档实行联动调整，以更好达到居民阶梯电价政策促进合理用电、节约用电的目的。
2、直接补贴的方式
给予燃煤发电企业临时性价格补贴也是一个可供选择的临时性方案，可以在不破坏煤炭市场有效性的条件下，缓解电厂的经营压力。
3、交叉补贴的方式
提高上网电价而维持销售电价不变，让输配企业补贴发电企业也是一个可行的选择。基于前面的分析，输配部门存在压缩利润和提高效率的空间；而且，输配领域几乎由两家大型国有电网公司垄断，作为垄断型国有企业，有承担改革成本的义务，即便出现大面积的亏损，后续核算和补贴政策也相对简单。
4、推动电力直接交易
电力直接交易既有利于促进竞争性的双边市场的形成，也可以有效地降低交易费用，缓解煤电矛盾。目前，世界上许多国家已经改革传统的电力交易模式，电力市场运行由发电方和用电方进行直接交易。具体措施包括：先行对输配电业务实行内部财务独立核算，在此基础上，国家合理确定电网输配电价。逐步扩大用户直接购电范围，由发电企业与用户自行商定电力、电量、电价等事宜，签订各种期限的购电合同。
（作者单位：国家发展改革委体管所）