缓解电荒：制度改革远比行政干预重要

　　王秀强

　　又一轮煤电博弈告一段落，发电端利益诉求终得到满足。

　　12月1日起，燃煤电厂上网电价平均每度上调2.6分，销售电价顺价上涨。此次调控的技术含量和政策力度超过以往。

　　诸如，控制煤炭合同价和市场价、清理煤炭流通领域税费、上调上网电价、推出脱销电价、上调可再生能源电价附加，同步上调销售电价、执行阶梯电价。多项政策出台甚至超乎业内人士预料。

　　12月1日，一位地方电力行业协会负责人长舒一口气：“电价上调可以暂缓电厂困难局面，今年冬天可以安然度过。问题是下一个用电高峰期，即明年春天、夏天怎么办？国家价格调控能不能如期到来？”

　　临时价格调控远不能解渴。本轮调控的结束，即是下一轮调控的开始。行政调控理应从资源产品价格管制中退出，破解煤电难题需要做制度上的变革。否则，行政调控只能陷入“涨价-逼供-调价”的恶性循环。

　　抛开制度改革不谈，此次调控能否完全落地尚有疑问。尤其是“控制2012年重点电煤合同价格涨幅”，及“对市场交易电煤实行最高限价”两项政策执行难度颇大。

　　煤炭价格“双轨制”执行多年，煤炭市场化并不完全。在这种价格体系下，煤炭企业难以心甘情愿低价出卖煤炭。根据以往调控经验，“限价令”并不能阻止煤价上涨。

　　粗略估算，2010年全国发电用煤约17亿吨，其中30%为重点合同煤，价格低于市场煤每吨100~200元。据此测算，与市场煤相比，重点合同煤至少有500亿元的价值流失。

　　一位五大电力集团人士称，“以往，发改委限价令出台后，煤炭方面通过降低煤炭质量、掺杂使假、降低合同兑现率等方式规避风险”。

　　除重点合同煤干预外，市场煤也在调控之列，显然与市场规则相悖。自市场煤价格放开后，一路飙升。

　　环渤海动力煤价格指数显示，自2011年4月20日至今，环渤海5500大卡动力煤综合平均价格均在800元/吨以上，最高价格在850元/吨以上。如果执行800元/吨限价政策，2012年煤价将低于现行市场价格。

　　一位煤炭运销领域专家说：“煤电两个产业本是相互依存的主体。现在矛盾年年有，新瓶装旧酒。目前，电力市场化改革不到位，只能让煤炭退两步。计划经济的调控思维仍在延续。”

　　“在决策层看来，控制了神华、中煤、山西大同、焦煤等重点企业煤炭价格，便稳定了市场。限价政策在煤炭预期之内，除此之外再没有什么新招数。”电话另一头，上述专家为此愤愤不平。

　　在电力市场化之前，电力企业只能寄希望行政干预能够彻底一点。“如果政府能够启动强力监管，出台配套价格干预措施，政令便可以执行到位。关键是国家想不想管。”上述地方电力行业人士坦言。

　　除上述措施外，发改委剑指煤炭流通环节弊病，严令地方取消违规设立的涉煤基金和收费项目，涉及中央与地方利益平衡。

　　据公开信息，贵州、湖南、河南等省均出台价格调节基金征收办法。目的是限制本省煤炭外流，优先保证本地电煤供应。

　　“煤炭企业属地管理，无法与地方抗衡。这一政策往往不能落地。”上述煤炭运销专家说。实际上，在历年迎峰度冬、迎峰度夏中，国家发改委等部门均下文要求清理整顿煤炭流通领域障碍，但地方政府往往置之不理。

　　制度设计远远优越于临时干预。我们乐见制度性的变革，而不愿意看到政府在调与不调中徘徊。在电力市场化改革之前，煤电联动能不能重新启动？煤炭价格“双轨制”这一脆弱的制度，还能维持多久？铁路运力配置能否摆脱审批制度？地方限制煤炭外流，立关设卡的管理模式何时终结？

　　当务之急是加大电力市场化改革。自2002年开始的电改，9年之后在半路停滞。目前，电力体制非市场、非计划，矛盾重重。电力体制改革重启之时，或许是煤电矛盾化解之日。