煤电价格矛盾只是表面现象，实质是“计划”与“市场”的矛盾，是“煤炭市场定价机制”和“电价管制机制”之间的矛盾。

　　“今夏是自2004年以来‘电荒’最严重的一年。”国家电网公司此前就做出如此推断，原因是在用电方面，高耗能产业去年停限产后恢复较快以及夏季空调负荷激增导致用电紧张形势。在供电方面，目前电煤价格处于高位，加剧了电煤供应紧张。事实上，煤、电、运3个环节如何协调发展亟待解决。

　　煤炭运力尚需进一步缓解

　　中煤集团公司有关负责人反映，目前煤炭外运继续面临运力瓶颈制约。

　　据了解，今年以来，随着煤炭资源整合后国内新增产能逐步释放，山西、内蒙古、陕西、河南等主产煤省区煤炭产量持续高位运行。其中，山西今年将新增产能约1亿吨，内蒙古煤矿建设项目竣工投产9个，形成生产能力2050万吨每年。尽管受全国范围内展开的煤矿安全生产检查行动影响，煤炭产能在一定程度上受到了抑制，但是预计未来一段时间，煤炭产量仍将保持增长势头。

　　在煤炭产量释放的同时，随着大秦线检修的结束、包西和太中银等多条铁路运输通道的运营，煤炭运输瓶颈的问题进一步得到缓解。而且，京沪高铁、京石客运专线、石武客运专线、津秦客运专线也陆续建成或即将通车，这些都有利于煤运通道的运能释放。

　　但是，中煤集团的切身感受是，随着在建项目和兼并重组煤矿技改后的产能释放，近几年将是新增产能的高峰期，相比之下，铁路运力增量很少，运力的制约十分突出。

　　煤价上涨火电企业亏损

　　就在煤炭行业产能释放的同时，火电企业却因为煤价上涨致使边际利润不断下滑、亏损面持续扩大。

　　据中国国电集团公司（下称“国电集团”）有关负责人反映，目前，国电集团已有多家火电企业上网电价不足以弥补发电单位变动成本，出现越发越赔的价格扭曲现象。

　　2011年以来，国电集团入炉综合标煤单价均在每吨700元以上高位运行。据统计，在上半年集团公司82家火电企业中，入炉综合标煤单价在每吨900元以上的有12家，其中有4家更是在千元以上。

　　高煤价严重侵蚀了火电企业的边际利润，度电边际利润不足7.7分（国电集团平均度电固定成本）的企业有27家，河南驻马店、江西九江电厂等已出现负边际利润现象。火电企业亏损面已达63%，同比扩大了8个百分点，上半年火电业务同比增亏26.8亿元。

　　从2003年到2010年，集团标煤单价累计上涨，涨幅达170.79%，增加成本2411亿元，煤价高涨蚕食利润，火电企业已经不堪重负。

　　现实情况是，国电集团所属82户火电企业中，已有11家企业资不抵债，有14家企业资产负债率在90%至100%之间，19家企业处于资金链断裂边缘。

　　煤电供需矛盾有待解决

　　一方面是火电企业因不断上调的煤价而不堪重负，已经到了资金链断裂边缘，另一方面是煤炭企业因运价上涨导致运输成本不断上涨，提高煤价的诉求难以抑制。有关人士认为，这种矛盾产生的根本原因是价格机制没有发挥应有的调节作用。

　　上述中煤集团公司负责人告诉记者，由于“市场煤，计划电”的矛盾及煤炭、电力两个行业发展水平的差距，煤电之间存在诸多体制上的矛盾，给两个行业的发展均带来一定影响。特别是近几年来不断拉大的重点电煤与市场煤价差，极大的影响了煤炭企业兑现重点电煤合同的积极性。

　　原来，煤电价格矛盾只是表面现象，实质是“计划”与“市场”的矛盾，是“煤炭市场定价机制”和“电价管制机制”之间的矛盾。

　　在煤炭环节，“市场煤”的市场机制其实并不完备。煤炭生产存在计划内与计划外的区别，计划内电煤也被称为重点合同煤，煤价较低；计划外电煤靠市场运力，价格较高。在运的环节，受铁路运力影响，抬高了煤价。特别是计划外车皮铁路运煤，要付出更高的成本。在电的环节，“计划电”无法建立起市场价格传导机制，压缩了电厂的利润空间。

　　因此，考虑煤、运、电这3个环节，建立竞争性的电煤市场、运力市场和电力市场成为迫切需求。

　　有关人士建议，一是继续实行煤电联动，缓解火电企业成本压力，稳步推进电煤价格市场化进程，同时，通过价格杠杆适度抑制高耗能行业的过快发展，转变经济增长方式、推动节能减排。二是推进电力市场改革，逐步形成电力市场化定价机制。三是扶持煤炭企业“煤电一体化”项目建设，鼓励煤电联营，特别是鼓励煤电双方共同推进坑口电站建设等。