要解决“市场煤”、“计划电”体制性的矛盾，一方面要解决煤炭因市场化带来的成本增长问题；另一方面要理顺发电、输电、配电企业之间的利益关系，建立起合理的阶梯电价市场。

　　10月29日，中国电力企业联合会再发警告，10个省份的火电企业出现全面亏损，各地上网电价较低的火电企业亏损情况更加严重。其中，中部六省、山东火电继续全部亏损，并且，东北三省火电企业新加入了亏损大军。　　

　　由此看来，电企亏损恐成常态。当前，我国70%的电力依然依靠火力发电，而在火电企业的成本中，煤炭成本又占到总成本的70%。尽管我国已经加快能源结构调整，发展新型能源，但是到2020年，我国的火电占比仍然保持在60%左右。而近几年，随着 “市场煤”、“计划电”的体制性矛盾日益加深，国内电力企业越来越难以承受煤价频繁上涨带来的刚性成本增加。未来十年，我国电力仍将倚重煤炭资源。如果当前煤电成本传导价格机制的改革仍没有重大突破的话，那么在未来5~10年里，因煤价大幅波动造成电力企业亏损的现象将难以改观，特别是每年的用电高峰时期，用煤需求量大，煤价上涨快，对于电力企业而言，发电量越多，亏损越大。

　　近几年，随着煤炭价格的频繁波动，电力行业亏损情况越来越严重。然而，在“市场煤、计划电”两座大山面前，相关部门也仿佛束手无策。我们知道，电力改革的核心问题和最大障碍就是电价改革。没有合理的电价机制，电力体制改革就无法继续推进，电力企业的发展将难以为继。近几年，相关部门也多次尝试试点改革，但每当触及价格改革的时候，就牵动煤炭生产企业、煤炭运输环节、发电企业、电网企业等多方的经济利益，从而使得改革步伐举步维艰。

　　不难看出，电价改革滞后的根源在于没有理顺煤、电等多方企业利益的关系。除此之外，由于电价改革对经济影响很大，受制于通胀、节能减排等方面，因此，相关部门在制定政策时往往也举棋不定。

　　“十二五”期间，电价改革进入攻坚阶段，其是否成功，不仅关乎火电企业能否脱贫解困，也关乎未来中国电力能源市场化推进及结构转型能否成功。再过两年，风能、核能、光伏产业都将陆续并网发电，如果多种形式的能源电力形成合理电价成本传导机制，将极大地推动我国能源结构调整，并促进新型能源产业的健康发展。

　　笔者认为，要解决“市场煤”、“计划电”体制性的矛盾，不能单纯依靠电力企业的改革来实现，一定要将煤炭、电力两大行业都纳入到电价改革的框架中来。为了保证煤电的良性联动，一方面要着手解决煤炭因市场化带来的成本增长问题；另一方面要理顺发电、输电、配电企业之间的利益关系，同时在销售终端建立起公平合理的阶梯电价市场。

　　在煤炭环节上，应建立煤电价格非正常波动干预机制，同时采取多种配套政策措施稳定煤价，抑制煤电价格的不合理的大幅波动；加强煤电企业直接对接，减少中间利益环节；改革铁路运力分配方式，建立全国统一的煤电交易市场，建立煤炭价格信息系统及指标体系。

　　在电价方面，我们可以参考美日经验，上网电价与销售电价分为基价和燃料调整费用两部分。基价部分由政府统一核定，而上网电价的燃料费用实行浮动。销售电价的燃料调整费用与发电企业的燃料调整费用实行联动，因不可抗力因素造成的煤炭价格大幅变动，所带来的成本主要由燃料调整费体现，这部分形成的成本，可以由消费者和电力、电网企业共同承担。宋亮