煤电联营在有条件的发电企业，特别是大的集团公司与大的煤炭企业之间更可行，这样就建立了一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，一种内部协调机制，可以减少煤电间不必要的摩擦，减少因为煤炭市场价格波动带来的经营风险。
——中国电力企业联合会秘书长王永干谈煤电合作
“2006年全国重点煤炭产运需衔接会”签约率不超过20%，新一轮煤电矛盾并没有解决，国家发改委已上报国务院的《关于进一步做好2006年全国重点煤炭产运需衔接工作的请示》中提出，要“继续实行煤电价格联动政策”，方案正待国务院批准。电力企业如何看待“煤电联动方案”？如何从深层次解决煤电矛盾？中国电力企业联合会秘书长王永干日前就此接受了本刊的采访。
煤电矛盾导致煤电联动
王永干秘书长首先分析了煤电矛盾产生的根源。他认为煤电矛盾是市场体制与计划体制的矛盾，煤炭价格已进入市场，在煤炭市场化前提下，如果煤价步步攀高，而电价仍然严守“行政审批”，无法适应电煤价格开放的市场变化。电力价格的市场机制很弱，不能及时合理联动，结果使得整个发电企业效益迅速下滑。去年4、5月份应运而生的煤电联动方案中，国家允许电价随煤价上涨做出相应调整，调整周期为6个月。自2005年5月1日起，我国实行了首次煤电联动方案，全国销售电价平均每度上涨了2.52分。
据统计，自去年5月1日国家启动并实施煤电价格联动方案以来，发电企业经营效益下滑、亏损的情况有明显好转，利润自去年7月份开始连续实现同比正增长。2005年规模以上电力工业企业累计实现利润总额1038亿元，同比增长21.41%，而去年1~4月利润总额同比下降25.87%.但受到电煤价格上涨和火电设备利用小时数下降的不利影响，火力发电企业利润增长缓慢，2005年全年仅增长2%.
电煤放开则电企亏损
“在电煤价格完全放开的情况下，发电成本大幅提高，而电价没有形成适应市场的机制，发电企业效益继续下滑甚至出现更多企业损亏的局面依然很可能出现。”王秘书长强调，这种说法绝对不是危言耸听。
王秘书长解释说，首次煤电联动后并没有完全消化电煤涨价因素，以2004年12月至2005年5月的数字与2004年6月至11月相比较，电煤涨价的“遗留问题”仍然没有真正卸下发电企业的包袱。这期间，煤电联动还有15元/吨左右没有消纳，铁路运费每吨调高2.9元，煤质下降影响价格每吨上涨8.3元，除开电煤涨价要电力企业自行消化30%外，仅上述三项因素就使煤电联动综合缺口达到26.23元/吨。
也就是说，在电力企业看来，第一次煤电联动的效果并未达到为发电企业完全减负的目标，而发电企业每购一吨煤就有积存的26.23元的“负担”没有被消化。
与此同时，电煤运输的结构性矛盾仍然突出，新投产机组的供煤将受其制约，特别是华中、华北、东北等地区的电煤供应不稳定因素较多。但是电煤质量和电煤运输将仍然是影响电力供应的主要不确定因素，煤质下降影响机组出力下降甚至危及机组安全。
据中电联燃料分会的一项调查显示，目前在五大发电集团中，火电企业的亏损面逐步增大。另外从大唐、华能集团的年度工作会上了解到，2005年由于发电用煤价格上涨，大唐、华能的成本上升分别是46亿元、50多亿元。如果电煤价格继续上涨，发电企业将无力承受。
从统计数据客观分析，目前的电煤价格及涨幅已达历史最高水平。最近两年时间，电煤每吨上涨高达115.16元，增幅73.8%.在此种情形下，假设2006年电煤价格按煤企目前的要求平均上涨15元/吨以上计算，即使不算运价的影响，加上去年26.23元/吨的缺口，则2006年约有40多元/吨的电煤价格增支因素需要实施煤电联动，需相应调整上网电价2分/千瓦时以上，才能消化掉煤价上涨的因素。
煤涨电涨何时了
煤电联动很大程度上缓解了发电企业经营的困难，但王秘书长表示，煤电联动只是个权宜之计，只能治标，不能治本。
电煤涨价，使电力企业经营陷入困境。电力企业一方面应该从自身找原因，通过加强内部管理，降低能耗、提高效率来降低其发电成本。但电力企业自身再改革，再挖潜，也只能提高部分经济效益，不可能完全消化掉煤价上涨带来的巨大成本压力，不可能从根本上解决煤价上涨这个大环境带来的经营困难。王秘书长打了个比方：如果一个人只能挑100斤的担子，他通过自身挖掘潜力最多能挑110、120斤，而你一下子给他增加到200斤，他再挖潜也不可能挑得起来，肯定要压垮的。这两年电力企业顾全大局，没有埋怨煤炭企业，也没有埋怨政府，毕竟建立市场机制需要一个过程。电力企业一方面主动加强和煤炭企业的沟通，一方面严格加强内部管理，全力消化电煤涨价的因素，同时寄希望于政府加强宏观调控，防止电煤价格的大起大落。实际上，不能认为电煤市场化就是一味涨价，这也是一种不规范和无序竞争的表现，煤炭企业每一次调整价格都远远超过了国家的指导价格。而且，从煤炭出矿到电厂，每个环节都缺乏监管，热值大大下降，电力供应紧张地区的煤质下降达300~500大卡，据统计，2005年直供电网综合燃料发热值同比降低127大卡/公斤，相当于发电企业因此增支7.6元/吨左右，造成电煤采购成本大幅上升。这就要求政府在宏观调控方面发挥更大的作用，使煤炭价格有个更加合理的波动。要以科学的态度，测算出每个行业的合理利润和电煤的市场价格，同时逐渐将联动价并入到电价机制中，使其逐渐成为价格市场机制，不管是煤价的涨落，还是运价的涨落，都能在电价上反映出来。
煤电一体化诱惑了谁
据了解，目前国家发改委正在草拟《电力产业发展政策》，鼓励煤炭企业与电力企业之间通过资产重组，实现煤电运一体化经营。
据悉鼓励发展煤电运一体化投资项目新政策规定：要鼓励煤电联营。支持成立煤电运一体化公司，对煤矿与坑口电厂统一规划、立项、建设经营。支持煤炭企业与电力企业之间通过资产重组，实现一体化经营。加强电力企业信息化建设，改进和再造电力企业的业务管理流程，推动企业组织结构创新，不断提高经营管理效率。一体化经营必须遵循的原则是“煤电投煤电，电煤投电煤”，即长期靠煤发电的企业要往煤企投资，产煤主要用于发电的公司要投向电力企业。有专家称：“煤电联姻”无疑是“计划”与“市场”的绝妙结合，是打破垄断的新尝试。并有可能催生出若干个占据煤炭、电力、运输等整个行业链条的特大型能源集团。
王秘书长对煤电联营和煤电运一体化经营持肯定态度，认为其可以起到平衡行业间利润的作用，并认为这是可以探索的、解决煤电矛盾的好办法。从产业发展角度看，煤电运一体化是一个综合能源产业的概念，电力和煤炭是国民经济的基础产业，煤电运一体化经营对构筑稳定、安全的能源体系将起到重要作用，也可以促进中国产业和经济社会的可持续发展。
煤电联营和煤电运一体化对一些大型发电集团无疑是一种巨大的诱惑，王秘书长介绍说目前一些大型电力集团公司已经开始进行了这方面的探索和试验，并纳入了他们的发展战略，如五家发电集团公司、神华集团、鲁能集团等等。不过目前这种合作，多是集中在获取煤炭资源、建立坑口电站方面。电力企业投资主要是为了获得稳定优质的煤炭供应，投资主要考虑的是煤质是否符合发电的需要，交通是否便利等问题。从长远看，大的发电集团为了应对能源的紧张，可能走上电力为主，同时经营煤炭、运输及其它相关产业的能源集团。
但是王秘书长也指出，不能一说煤电运一体化，就让所有的发电企业都与煤炭企业联营，应该是在有条件的发电企业，特别是大的集团公司与有优势的大型的煤炭企业之间更可行，这样就建立了一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，一种煤电内部协调机制，可以减少煤电间不必要的摩擦，减少因为煤炭市场价格波动带来的经营风险。总之不是所有的发电企业都要走煤电运一体化道路，这也不太可能。目前可行的办法是煤电企业之间签订中长期合同，煤电企业成为长期战略合同伙伴，双方关系稳定，避免电煤市场的冲击互相损害利益。比如发电企业要履行这些长期协议，就必须与煤炭和运输企业联合执行交易合同，将利益和风险一起传递给相关企业，将供需链条的每一个环节牢牢捆在一起。同样面对一个长期稳定的协议，煤炭企业就会加大安全投入，避免事故，控制产量，确保自己的长期利益，从而在根本上解决矿难问题。
煤电运一体化发展起来，仍然会碰到很多困难，牵扯诸多的经济利益。王秘书长提出，中国的大型电力公司仍然属于国资委管理，煤炭企业则主要是地方国有企业。在体制上如何理顺仍然比较困难。煤电运一体化在发展中必定要涉及到电力和煤炭体制，而目前这两大行业的体制还不能完全支持能源产业政策的实施。王秘书长同时提出，如果都搞煤电运一体化，有可能在煤炭的销售上出现保护主义问题，还有产权问题及煤电运一体化企业怎么运作等问题，都需要进一步探讨。
