又一輪煤電博弈告一段落，發(fā)電端利益訴求終得到滿足。

　　12月1日起，燃煤電廠上網(wǎng)電價平均每度上調2.6分，銷售電價順價上漲。此次調控的技術含量和政策力度超過以往。

　　諸如，控制煤炭合同價和市場價、清理煤炭流通領域稅費、上調上網(wǎng)電價、推出脫銷電價、上調可再生能源電價附加，同步上調銷售電價、執(zhí)行階梯電價。多項政策出臺甚至超乎業(yè)內人士預料。

　　12月1日，一位地方電力行業(yè)協(xié)會負責人長舒一口氣：“電價上調可以暫緩電廠困難局面，今年冬天可以安然度過。問題是下一個用電高峰期，即明年春天、夏天怎么辦？國家價格調控能不能如期到來？”

　　臨時價格調控遠不能解渴。本輪調控的結束，即是下一輪調控的開始。行政調控理應從資源產(chǎn)品價格管制中退出，破解煤電難題需要做制度上的變革。否則，行政調控只能陷入“漲價-逼供-調價”的惡性循環(huán)。

　　拋開制度改革不談，此次調控能否完全落地尚有疑問。尤其是“控制2012年重點電煤合同價格漲幅”，及“對市場交易電煤實行最高限價”兩項政策執(zhí)行難度頗大。

　　煤炭價格“雙軌制”執(zhí)行多年，煤炭市場化并不完全。在這種價格體系下，煤炭企業(yè)難以心甘情愿低價出賣煤炭。根據(jù)以往調控經(jīng)驗，“限價令”并不能阻止煤價上漲。

　　粗略估算，2010年全國發(fā)電用煤約17億噸，其中30%為重點合同煤，價格低于市場煤每噸100~200元。據(jù)此測算，與市場煤相比，重點合同煤至少有500億元的價值流失。

　　一位五大電力集團人士稱，“以往，發(fā)改委限價令出臺后，煤炭方面通過降低煤炭質量、摻雜使假、降低合同兌現(xiàn)率等方式規(guī)避風險”。

　　除重點合同煤干預外，市場煤也在調控之列，顯然與市場規(guī)則相悖。自市場煤價格放開后，一路飆升。

　　環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)顯示，自2011年4月20日至今，環(huán)渤海5500大卡動力煤綜合平均價格均在800元/噸以上，最高價格在850元/噸以上。如果執(zhí)行800元/噸限價政策，2012年煤價將低于現(xiàn)行市場價格。

　　一位煤炭運銷領域專家說：“煤電兩個產(chǎn)業(yè)本是相互依存的主體?，F(xiàn)在矛盾年年有，新瓶裝舊酒。目前，電力市場化改革不到位，只能讓煤炭退兩步。計劃經(jīng)濟的調控思維仍在延續(xù)。”

　　“在決策層看來，控制了神華、中煤、山西大同、焦煤等重點企業(yè)煤炭價格，便穩(wěn)定了市場。限價政策在煤炭預期之內，除此之外再沒有什么新招數(shù)。”電話另一頭，上述專家為此憤憤不平。

　　在電力市場化之前，電力企業(yè)只能寄希望行政干預能夠徹底一點。“如果政府能夠啟動強力監(jiān)管，出臺配套價格干預措施，政令便可以執(zhí)行到位。關鍵是國家想不想管。”上述地方電力行業(yè)人士坦言。

　　除上述措施外，發(fā)改委劍指煤炭流通環(huán)節(jié)弊病，嚴令地方取消違規(guī)設立的涉煤基金和收費項目，涉及中央與地方利益平衡。

　　據(jù)公開信息，貴州、湖南、河南等省均出臺價格調節(jié)基金征收辦法。目的是限制本省煤炭外流，優(yōu)先保證本地電煤供應。

　　“煤炭企業(yè)屬地管理，無法與地方抗衡。這一政策往往不能落地。”上述煤炭運銷專家說。實際上，在歷年迎峰度冬、迎峰度夏中，國家發(fā)改委等部門均下文要求清理整頓煤炭流通領域障礙，但地方政府往往置之不理。

　　制度設計遠遠優(yōu)越于臨時干預。我們樂見制度性的變革，而不愿意看到政府在調與不調中徘徊。在電力市場化改革之前，煤電聯(lián)動能不能重新啟動？煤炭價格“雙軌制”這一脆弱的制度，還能維持多久？鐵路運力配置能否擺脫審批制度？地方限制煤炭外流，立關設卡的管理模式何時終結？

　　當務之急是加大電力市場化改革。自2002年開始的電改，9年之后在半路停滯。目前，電力體制非市場、非計劃，矛盾重重。電力體制改革重啟之時，或許是煤電矛盾化解之日。