電煤改革發(fā)展四十年歷史進程回顧與完善我國電煤市場機制建議

解居臣

　　我國實施改革開放政策四十年來，國民經(jīng)濟擺脫了僵化的計劃經(jīng)濟體制束縛和桎梏，煥發(fā)出前所未有的活力,工農業(yè)生產快速增長,社會經(jīng)濟穩(wěn)步發(fā)展，這在電力工業(yè)發(fā)展過程中表現(xiàn)的尤為突出。我在電力行業(yè)工作40余年，正好和國家改革開放40年同步和交集。所以對大部分時間從事的電力燃料供應和管理工作體會尤其深刻，下面做一簡要的梳理和回顧。

　　一、我國煤炭市場化進程和電力燃料的發(fā)展概況

　　四十年來，我國電力工業(yè)的發(fā)展經(jīng)歷了規(guī)模從小到大，速度由慢而快的發(fā)展進程。改革開放初期我國電力設備裝機總量不足1億千瓦，1995年達2億千瓦，2000年裝機突破3億千瓦，尤其是2003年電力體制改革后電力裝機容量出現(xiàn)年兩位數(shù)的高速增長，到2017年已達17億千瓦；我國煤炭產量也實現(xiàn)了穩(wěn)定快速增長，從1978年改革開放之初的6.2億噸，到2017年已達36-37億噸；電煤需求在2003年后也以每年1-1.5億噸的幅度在增加，全國煤炭產量的一半以上用于發(fā)電。由于我國煤炭資源、運輸條件、區(qū)域差別等因素影響，改革進程中煤炭市場價格的變化起伏、矛盾的頻繁凸顯和轉化成為常態(tài)，長期積累在煤電兩大行業(yè)間的供需矛盾則成為發(fā)展中繞不開躲不過的坎。正所謂“三十年河東，三十年河西”，電煤供應緊缺時造成電力生產的劇烈波動；而電煤過剩時又因電力市場疲軟、需求不足導致庫存居高不下，使廣大電煤企業(yè)在煤電長期積累的矛盾夾縫中飽受詬病。除電煤資源供需矛盾外，電煤價格爭議，質量糾紛也貫穿在改革發(fā)展的始終。我國煤炭價格市場化進程大致經(jīng)歷了四個階段，期間矛盾關系有所不同，深層問題逐步顯現(xiàn)。

　　第一個階段（1982年之前）。我國在改革開放之前，各項物資供應緊缺匱乏，尤其是煤、電、油等能源供應成為經(jīng)濟發(fā)展中的瓶頸。實際上從建國初期到改革開放前期，對生產資料一直實行計劃分配，煤炭供應在這個時期總體為計劃經(jīng)濟模式。其基本特征是煤炭資源、鐵路運力均采取指令性計劃的方式下達，國家統(tǒng)一分配和調撥的煤炭占全國煤炭生產、消費總量的絕對比重很高；煤炭價格由國家控制，由原來的煤炭工業(yè)部和國家物價局對煤炭價格實行政府定價，實施低價政策，由此帶來的煤炭企業(yè)虧損由財政全額補貼。例如：改革開放初期的1979年噸煤成本17.80元，平均售價25.20元，到1983年調整為33.73元/噸，相應噸煤成本則上升為29.33元。這一時期，煤炭供需的主體基本是單一的國有企業(yè)，由于煤炭產量和鐵路運力嚴重短缺，國家采取統(tǒng)一分配和調撥的方式由國家計委和物資部每年組織分配會，落實年度供應計劃和下年一季度的預安排計劃。這在改革開放初期對保證國民經(jīng)濟穩(wěn)定發(fā)展起到了不可替代的作用。

　　第二個階段（1983年—1992年）。隨著改革開放進程的逐步深化，在繼續(xù)堅持煤炭由國家計劃分配為主的前提下，增加了市場調節(jié)的成分。1983年開始，國家逐步縮小了指令性分配計劃，地方煤礦產量除少量納入統(tǒng)一分配外，大部分進入市場調節(jié)。1987年又增加了指導性計劃形式，煤炭價格在以國家計劃價格為主導形式的前提下，對超核定能力、超計劃生產的煤炭實行了加價、議價政策。而對電價采取了燃運加價政策，每年由國家物價局和各省物價局會同電力企業(yè)測算煤炭及運輸價格的漲價情況并分地區(qū)、分電網(wǎng)實行電力價格相應調整。此外還通過電力加價籌集電力建設專項基金，如每度電征收2分錢用于地方電力建設和0.4-0.7分錢用于三峽工程建設基金。這一時期，煤炭生產和消費主體的所有制結構發(fā)生了很大變化，國家采取一系列政策措施，加快能源和交通建設，為實行計劃分配為主、市場調節(jié)為輔的“雙軌制”創(chuàng)造了條件，實現(xiàn)了市場化改革的起步。

　　這期間由國家計委每年組織召開全國的煤炭訂貨會，下達指令性分配計劃并安排落實指導性計劃，簽訂相應煤炭合同。會議規(guī)模控制在一定范圍內，由于配套實行了燃運加價政策，煤電雙方互為需求，雖為合同數(shù)量、鐵路運力的分配落實而出現(xiàn)爭議，但國家的協(xié)調力度較大，訂貨會基本上都能圓滿結束。訂貨會以及后期合同執(zhí)行中友好、協(xié)商成為煤電雙方合作的主旋律。

　　第三個階段（1993年—2004年）。國家計劃統(tǒng)一分配占的比重越來越小，市場調節(jié)的比重進一步加大。1993年，煤炭價格逐步放開，由供需雙方協(xié)商，但對列入重點計劃的電煤，國家采取了政府指導價的形式。而在計劃外電煤以及其他行業(yè)用煤的煤炭價格實行市場價。煤炭價格放開后，煤、電企業(yè)價格關系尚未理順，“燃運加價”政策取消后煤電價格聯(lián)動沒有走上軌道，導致煤、電企業(yè)之間在質量和價格問題上經(jīng)常發(fā)生糾紛。為避免電煤價格矛盾激化，1996年初國家計委對發(fā)電用煤實行國家指導價格，規(guī)定在上年實際結算價格基礎上，發(fā)電用煤出廠價格最高提價額度全國平均每噸8元，97年又提出噸煤提價12元的方案。2000年國家開始實行重點訂貨，參加的范圍限于重點煤礦和電力、冶金、化肥、建材、城市煤氣等八個重點用煤行業(yè)，其他均由供需雙方自主交易。煤炭市場改革過程中資源緊缺的時間多于寬松時間，煤炭成為緊缺物資，所以會議規(guī)模越開越大，成為全國參加人數(shù)最多、時間最長的馬拉松會議。

　　由于煤炭與電力價格形成機制不同，每年召開的全國煤炭訂貨會上電煤價格都成為焦點。連續(xù)幾年的提價，國家計劃內煤價一路飆升，而市場煤價卻隨著供需矛盾而波動。以大同煤礦為例，98年底出礦價達到162元/噸，而此時受國民經(jīng)濟調整影響，煤炭需求增長僅達到3.5%，市場煤價跌到110元/噸，雙軌制第一次出現(xiàn)了倒掛現(xiàn)象。以后三年的訂貨會，計劃內電煤成了香餑餑，由于用煤企業(yè)選擇了少定計劃內電煤改為大量訂購市場煤現(xiàn)象，使每年的訂貨會因計劃落實不了而延期。

　　國家電力體制改革后，各發(fā)電集團還未健全燃料管理體制，電力用煤的訂貨仍延續(xù)國家電力公司時期的做法，統(tǒng)一組織計劃的落實并匯總電煤訂貨數(shù)量，期間電力企業(yè)仍是一體化運作機制，對價格的上漲實施了抱團戰(zhàn)略，及時反映電力企業(yè)的困難，統(tǒng)一政策，統(tǒng)一行動，集體統(tǒng)一談判抵制煤炭價格的大幅上漲，維護了電力企業(yè)的整體利益，電煤漲價的幅度一直處在可控制范圍內。

　　由于市場供求變化頻繁，特別是2002年年底以來的頻繁大幅漲價，導致發(fā)電企業(yè)發(fā)電成本劇增，經(jīng)濟效益每況愈下，火電企業(yè)幾乎全面虧損，煤電企業(yè)之間的利益矛盾也逐步升級、激化。為此，國家出臺了一系列針對電煤價格的宏觀調控政策，以緩解煤電價格矛盾。

　　一是2003年的煤電價格矛盾疏導。2003年長沙煤炭訂貨會上，由于煤電雙方對煤炭價格上漲未達成一致意見，電煤訂貨合同未能落實。2003年7月，國家發(fā)改委在青島召開了補簽電煤合同會議。同時為解決發(fā)電成本增長壓力，國家發(fā)改委研究制定了全國電價上漲4厘/千瓦時的措施。

　　2003年12月，國家發(fā)改委以內部明電形式下發(fā)了《關于調整電價的通知》。文中明確：適當提高燃煤機組上網(wǎng)電價。將全國省級及以上電網(wǎng)調度的燃煤機組上網(wǎng)電價一律提高每千瓦時0.7分錢（含稅），銷價0.8分用以解決2003年、2004年煤炭價格上漲及鐵路運費上調對發(fā)電成本增支的影響。同時相應調整電網(wǎng)銷售電價。

　　二是2004年的煤電價格矛盾疏導。2004年4月，國家發(fā)改委下發(fā)了《關于進一步疏導電價矛盾規(guī)范電價管理的通知》。2004年6月，國家發(fā)改委對電網(wǎng)銷售電價和上網(wǎng)電價進行了調整。其中銷售電價漲2.2分，上網(wǎng)電價調整1.2分，其中因煤價上漲 0.8分。

　　2004年6月，國務院辦公廳以國辦發(fā)47號文下發(fā)了《關于做好電力迎峰度夏工作的通知》。文中明確：電價調整后，電煤價格不分重點合同內外，均由供需雙方協(xié)商確定。同時明確盡快建立煤電價格聯(lián)動機制。8月，國家發(fā)改委即以特急內部明電下發(fā)了《關于對部分地區(qū)電煤價格實行臨時性干預措施的通知》，文中明確：決定對河南、安徽、山東、山西、陜西5個煤炭主產省電煤銷售價格實行臨時性干預措施，上述地區(qū)以5月底電煤實際結算車板價為基礎，在不超過±8%的幅度內，由煤炭企業(yè)和電力企業(yè)協(xié)商確定價格。此通知有效抑制了正在醞釀的新的電煤漲價意向。

　　第四個階段，（2005年至今）。全國煤炭訂貨會改為全國煤炭產運需銜接會，數(shù)量由供需雙方在煤、電、運三方共同制定的銜接框架方案內自主銜接，價格也由供需雙方自主協(xié)商。國家發(fā)改委加大了對煤炭訂貨體制和機制的改革力度，加快了改革步伐。2005年，實現(xiàn)了三個突破：（一）發(fā)揮市場配置資源的基礎性作用，鼓勵企業(yè)自主銜接，依法簽定合同；（二）政府通過發(fā)布銜接原則和框架方案，指導產運需銜接，不再直接對企業(yè)分配資源；（三）在鐵路運力偏緊的情況下，運力配置效率優(yōu)先與保障重點相結合。由于鐵路運力的改善，原由企業(yè)自行簽訂的無運力保證的“白合同”煤炭也轉為有運力的“綠合同”，訂貨數(shù)量大大突破原銜接框架方案。

　　2006年，實施了“三項措施”：（一）在政府控制條件下，取消電煤價格臨時干預措施，由企業(yè)自主協(xié)商定價；（二）鐵路重點運力不再翻版，根據(jù)上年實際完成情況和新增生產能力予以調整；（三）運力配置向誠實守信、依法合規(guī)生產經(jīng)營、合同兌現(xiàn)率高的企業(yè)以及中長期、大宗合同傾斜。

　　2007年，繼續(xù)推進“三個深化”：（一）徹底取消延續(xù)50多年的由政府組織產運需企業(yè)召開訂貨會的做法；（二）進一步引入競爭機制，凡符合國家產業(yè)政策的企業(yè)，不分所有制、不分隸屬關系，均可以自主參加銜接；（三）在堅持供需雙方企業(yè)根據(jù)市場供求關系協(xié)商定價的基礎上，明確了以質論價、優(yōu)質優(yōu)價、同質同價的原則。

　　2008年，在鞏固前幾年改革的基礎上，繼續(xù)朝著建立完善統(tǒng)一開放競爭有序的現(xiàn)代煤炭市場體系方向推進。一是深化壟斷行業(yè)改革，引入競爭機制。在煤炭資源和運力的配置上，妥善處理公平競爭與保障重點的關系，二是繼續(xù)推進煤炭價格市場化改革。

　　應該說電煤市場化是必然的發(fā)展趨勢，國家已經(jīng)完全放開對于電煤價格的控制，但在目前電價市場化改革未到位情況下，電力企業(yè)被置于不公正的市場位置，而在訂貨主體方面，五大集團已建立了自己的燃料管理機構，在煤炭訂貨會上由各發(fā)電企業(yè)自行和煤炭企業(yè)對接，一個拳頭變成了五個手指，而煤炭市場和運力市場則一直處于在偏緊的狀態(tài)，面對供應量不足、品種不對路，缺乏對電煤的選擇權，往往是被動地接受，在煤價上漲時喪失了話語權，協(xié)商定價成為空話，煤價在放開后象一匹脫了韁的野馬漲個不停，最高時每年漲50--100元不等，2008年曾出現(xiàn)噸煤超800元甚至個別達到1000元的極端情況，煤電之間的矛盾呈愈演愈烈之勢，電力企業(yè)受到電價管制和煤價的雙重壓力出現(xiàn)巨額虧損。

　　針對煤炭市場化過程中價格的劇烈波動情況，有關部門經(jīng)過多次反復調研，摸底監(jiān)測，2004年12月國家發(fā)改委以發(fā)改價格[2004]2909號文下發(fā)了《關于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見的通知》。明確了上網(wǎng)電價與煤炭價格聯(lián)動，銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動，電價聯(lián)動周期原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期。若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價。

　　2005年4月國家發(fā)改委先后下發(fā)通知：自5月1日起啟動煤電聯(lián)動方案，銷價上調2.52分/千瓦時，上網(wǎng)電價上調2.32分/千瓦時，煤電聯(lián)動1.28分/千瓦時。

　　2006年的濟南訂貨會使煤電矛盾再度升溫，并由于矛盾無法彌合而使定貨會無果而終，之后在長達四個月時間里，煤電之間就電煤價格進行了艱難的拉鋸戰(zhàn)。在國家有關部門的協(xié)調下，四月份電煤合同陸續(xù)簽訂。為疏導電價矛盾，經(jīng)國務院批準，國家發(fā)展改革委6月28日下發(fā)特急文件調整電價，全國上網(wǎng)電價平均上調11.74元／千千瓦時，銷售電價平均提高24.94元／千千瓦時，發(fā)電調整項目包括：全國平均煤(運)電聯(lián)動銷售電價提高9.79厘／千瓦時；脫硫項目專項加價全國平均調整電價2.4厘／千瓦時；新投產機組標桿上網(wǎng)電價按煤(運)電聯(lián)動同步調整。

　　煤電價格聯(lián)動涉及多方面利益關系，特別是在煤電運相對緊張形勢下，更是多方關注的焦點，煤電聯(lián)動政策的出臺充分體現(xiàn)了國家對國民經(jīng)濟運行中煤電油運行工作的高度重視。從長遠看，國家將在堅持放開煤價的基礎上，對電力價格實行競價上網(wǎng)，建立市場化的煤電價格實時聯(lián)動機制。在過渡期間，實施煤電價格聯(lián)動政策，將有助于積極穩(wěn)妥地推進電力市場建設，建立靈活的、能夠及時反映煤價變化的電價調整機制，促進電力體制改革、電力事業(yè)發(fā)展和市場經(jīng)濟的逐步完善。

　　但07年以來CPI的大幅度上漲以及國民經(jīng)濟中出現(xiàn)過熱勢頭，中央強調防止經(jīng)濟過熱、防止通貨膨脹，對于煤電聯(lián)動政策也出現(xiàn)了一些爭論。使這項政策的落實工作懸于停頓之中。

　　二、煤炭市場化進程中存在的問題

　　1、煤炭資源和鐵路運力階段性不足，品種性短缺和地區(qū)間不平衡是造成多次電煤緊張的主要原因。

　　從原煤生產和鐵路運煤增長情況來看與電煤供應的變化是非常一致的。我國煤炭多年來保持持續(xù)穩(wěn)定增長，但與我國經(jīng)濟快速發(fā)展，與電力、鋼鐵、有色、建材的產量增幅相比一定時期出現(xiàn)總體上的供不應求。例如2005-2008年煤炭產量增長率分別為7.87%、8.1%、8.21%、7.63%，遠低于我國GDP和工業(yè)生產兩位數(shù)的增長幅度。

　　我國的煤炭資源集中分布在山西、陜西、蒙西等三西地區(qū)，而我國經(jīng)濟發(fā)達省份和負荷中心多集中在華東、中南地區(qū)，西煤東運、北煤南運是我國煤炭運輸格局的主要特點。近年來鐵路煤炭運力增長主要集中在大秦、侯月線等西煤東運主干線上，而依靠鐵路直達運輸?shù)娜A中地區(qū)調入煤炭受限，在調劑豐枯矛盾、迎峰度夏和遇到自然災害時往往出現(xiàn)地區(qū)性、時段性緊張。例如2004年華東地區(qū)煤炭供不應求和2008年南方冰雪災害時，都因電煤供應緊張造成3000萬千瓦的機組停備。

　　重點合同量不足，新機用煤很難保證。一些年來電煤的重點合同雖有增加，但同新機投產量和電煤需求量增長相比，重點合同比例在連年下降，以2008年為例，重點訂貨量為5.85億噸，占全國直供電廠需煤量的60%左右，比03年訂貨比例低了20個百分點。因價格、運力等因素影響，部分電煤合同計劃兌現(xiàn)率處于較低水平，也進一步加大了重點供應量的不足。

　　受我國煤炭賦存條件所限，我國的優(yōu)質動力煤資源比較短缺，隨著多年的開采和消費，出現(xiàn)優(yōu)質煤、個別煤種資源枯竭，無替代資源接續(xù)現(xiàn)象，發(fā)電企業(yè)很難按設計煤種采購到合適的燃料。

　　2、電煤價格矛盾突出

　　自03年放開煤價以來電煤價格出現(xiàn)大幅度的上漲，據(jù)統(tǒng)計2004-2008年全口徑電煤到廠綜合價從268.45元上漲為476.18元，上漲幅度為77%；其中國家重點訂貨合同價格從267.17元上漲為482.22元，上漲幅度為80%；而同期相比因煤而調整的電價只上升了3.06分，加上電網(wǎng)公司讓利的2分錢僅為5.06分，可消化煤價上漲因素100元左右，為此，2008年全年僅五大電力集團就虧損326億元，其中主業(yè)(火電）虧損超過400億元。鑒于電力企業(yè)虧損嚴重、經(jīng)營困難等因素，2009年度的煤炭產運需銜接時，煤炭與電力企業(yè)雙方因價格分歧過大而未達成協(xié)議，使電煤供應在總體平衡中產生許多不確定性，也加深了煤電企業(yè)之間的隔閡和壁壘，加劇了原本就有的矛盾。

　　3、煤質下降的影響巨大

　　近幾年優(yōu)質煤資源短缺，供應更為緊張，電煤質量普遍下降。電力企業(yè)受市場影響，供煤渠道增多，尤其在供應緊張情況下往往是饑不擇食，也導致市場煤質低下、以次充好現(xiàn)象增多。2003年全國電煤平均發(fā)熱量為4950打卡，而2008年僅為4410大卡，下降了540大卡左右，降幅13%。

　　煤質下降一是相當于隱形漲價，二是降低了鐵路運輸效率，三是影響發(fā)電企業(yè)的安全生產和節(jié)能降耗，導致燃燒不穩(wěn)、效率降低、磨損嚴重、事故增加、環(huán)保超標等一系列不良后果。

　　三、完善煤炭市場化改革的粗淺拙見

　　改革開放以來，尤其從“十一五”開始我國經(jīng)濟和電力工業(yè)實現(xiàn)了平穩(wěn)快速發(fā)展，年均投產新機超過1億千瓦，2017年底煤電裝機10.2億千瓦，電煤消費量超過20億噸。從發(fā)電生產能力分析，電力供需處于總體平衡局部地區(qū)供大于求的狀態(tài)，但受一次能源和運力的約束，各區(qū)域存在一定的差異，如果電煤供應得不到滿足，部分區(qū)域電網(wǎng)仍會出現(xiàn)供應緊張的情況。近幾年電煤供應緊張狀況時隱時現(xiàn)，電煤矛盾時而加劇就說明了這一點。

　　我國電力發(fā)展，尤其是燃煤電站建設發(fā)展還有很長的路要走，發(fā)電耗用煤量在可預見的將來仍呈連續(xù)緩慢上升態(tài)勢。如何保證電煤的穩(wěn)定、有序供應是擺在我們面前和將來重大而艱巨的任務，需要認真貫徹落實國家有關能源政策，在現(xiàn)階段我國經(jīng)濟由數(shù)量上的增長轉變?yōu)楦哔|量發(fā)展，需要認真探索研究經(jīng)濟新常態(tài)下電力燃料供應的新途徑、新方法。努力創(chuàng)造一個公平、公正、良性互動的和諧電煤供應環(huán)境。為此我認為：

　　1、綜合考慮煤電油運各種因素，做好能源總體規(guī)劃，統(tǒng)籌解決電煤供應的結構性問題。

　　一是要依據(jù)電力生產建設發(fā)展規(guī)劃和結構調整需要，分析預測電煤需求，根據(jù)煤炭資源結構變化趨勢，尤其是近幾年國家實施的煤炭去產能計劃，優(yōu)化配置新、老機組發(fā)電用煤資源結構，穩(wěn)定供應主渠道。

　　二是應根據(jù)煤炭資源及需求地區(qū)性、結構性特點，優(yōu)化電煤鐵路、港航運輸流向，建立健全能源綜合運輸調配體系，提高相關部門能源跨區(qū)調配能力，增強應對能源資源需求突發(fā)性、大規(guī)模變動的能力。

　　三是加強國家對煤炭資源和電煤供應的調控力度。配合國家的煤炭去產能規(guī)劃，煤炭行業(yè)要向技術水平高、安全設施好、環(huán)保措施配套和高產能方向發(fā)展，加快大型煤炭基地建設的進程，以提高煤炭生產的集中度和規(guī)?；?，支持國有大礦發(fā)揮煤炭企業(yè)技術、裝備、管理和人才優(yōu)勢，兼并改造小煤礦，以盡快增加煤炭供應的保障度。國家發(fā)改委在新形勢下，加強了對電煤穩(wěn)定供應的調控，多次召開會議要求國有大型煤炭企業(yè)加大供應力度，提高長協(xié)煤所占的比例和兌現(xiàn)率，確定長協(xié)煤的價格，這對保證重點電煤供應、維護電力企業(yè)的合法權益事關重要，其中關鍵是提高執(zhí)行力，要不折不扣的落實。

　　四是適時建立國家煤炭應急儲備制度。煤炭資源作為關系國計民生的基礎性資源，國家應該具備相當?shù)恼{配能力，從宏觀制度層面，構建煤炭儲備體系，以應對諸如華中地區(qū)由于鐵路運輸瓶頸和氣候影響問題突出而經(jīng)常出現(xiàn)的電煤頻繁告急的狀況。啟動煤炭儲備機制不僅可以緩解能源安全與經(jīng)濟發(fā)展提速間的沖突與矛盾，也可以平抑煤炭市場異常波動，防止過度投機行為。

　　2、盡快疏導煤電價格矛盾

　　在現(xiàn)有體制機制下，煤電價格矛盾是當前我國煤電發(fā)展最突出的矛盾，在宏觀經(jīng)濟形勢尤其是物價趨于穩(wěn)定后，應首先解決長期積累的煤電價格矛盾，健全煤、電價格形成機制。

　　一是在解決煤電價格矛盾時，既要確立煤價和電價合理的市場關系，也要對電價、煤價的形成機制進行改革。在按照社會平均成本核算的前提下，制定煤炭和電力合理的比價關系。

　　從“供求關系決定價格”的市場規(guī)律來講，在電煤資源緊缺的情況下，電煤價格上漲無疑是必然趨勢。但是如果放任電煤價格無序上漲，將全盤動搖國家以發(fā)電企業(yè)過去數(shù)年的平均成本確定上網(wǎng)標桿電價的機制，嚴重影響電煤供應的穩(wěn)定，出現(xiàn)虧損欠貸和資金鏈斷裂的惡性循環(huán)。雖然市場對資源的配置是通過價格波動的形式來實現(xiàn)的，但單純的市場機制具有自發(fā)性、事后性和微觀性，在我國目前煤炭市場機制還未完全形成，資源處于有限度的平衡時，煤炭企業(yè)以供求關系決定價格，自主經(jīng)營追求利潤的自發(fā)性和微觀性行為必然會導致單一市場調節(jié)，對于社會生產也就意味著“無政府狀態(tài)”。我們在市場中看到，當前電煤一口價現(xiàn)象徹底改變了過去十幾年的熱值定價的基本辦法，致使電力企業(yè)完全喪失了對價格的商議權和維護自身合法權益的能力。我認為煤炭產品應結合我國具體的經(jīng)濟環(huán)境和特點漸進式開放，逐步走向市場化，特別是對于下游市場而言，在電煤價格走向市場化的同時應系統(tǒng)配套出臺電價市場化政策，兩個市場同步改革將會減少煤電矛盾發(fā)生的機率。

　　二是要形成規(guī)范的煤電聯(lián)動機，對電價實行有效的價格監(jiān)管和適時調整。煤電價格聯(lián)動涉及多方面的利益關系，隨著市場經(jīng)濟的逐步確立，電價形成最終要走向市場化，煤電價格聯(lián)動只是目前的過渡之策，但在目前我國能源現(xiàn)狀和電力體制改革進程中，這項政策的實行具有重要現(xiàn)實意義。實施煤電價格聯(lián)動，將有助于積極穩(wěn)妥地推進電力市場建設，建立靈活的、能夠及時反映煤價變化的電價調整機制，在促進電力體制改革的同時，也有助于煤炭上下游市場的協(xié)調發(fā)展。

　　三是加強電煤價格與電廠電煤供耗存狀況的統(tǒng)計監(jiān)測和預警，通過價格信息網(wǎng)絡及時發(fā)布，為供需雙方提供參考依據(jù)，引導生產和消費。

　　在不能實行煤電聯(lián)動的情況下，政府應行使價格干預權，對電煤價格過快上漲實施價格干預措施。

　　3、改革、完善電煤年度產運需銜接制度

　　多環(huán)節(jié)、大批量的電煤供應，年度訂貨銜接工作必不可少。政府有關部門在這項工作中具有不可或缺的地位和作用。由于電煤供應的特殊性（量大、持續(xù)、社會性），和國家仍將對電價實施監(jiān)管等原因，國家在放開煤炭市場的同時也更要加強調控和監(jiān)管。在深入改革的情況下一是應強調要求企業(yè)訂立中長期合同。電煤供應中，電廠、煤礦之間的供需關系具有相對固定性，具備訂立中長期合同條件，建議可將原重點合同和區(qū)域電煤供需合同直接轉換為電煤中長期合同。

　　二是要強調落實新機用煤資源、運力的配置及相關價格政策。由于資源運力緊張，在近幾年電煤銜接中新機訂貨量存在較大缺口，價格基本上是市場價，而電價則實行標桿電價．所以新機投產后全部虧損，完全體現(xiàn)不出其高效、低耗的經(jīng)濟性。

　　三是針對運輸瓶頸制約問題，政府要加強對認鐵路運輸?shù)谋O(jiān)管力度。電煤供、運、需三方訂立具有法律效力的合同，多開直達列車，增開萬噸大列。同時政府加強對鐵路月度運輸計劃編制和實施的監(jiān)管，確保合同兌現(xiàn)。

　　4、培育和發(fā)展我國煤炭市場體系

　　根據(jù)國際國內煤炭交易活動的分析，結合我國特有的煤炭產供銷現(xiàn)狀，我認為我國煤炭市場應有序地進行培育和發(fā)展。

　　我國煤炭市場建設的戰(zhàn)略目標應當是在開放、競爭、統(tǒng)一與有效監(jiān)管的體制環(huán)境下，以形成充分高效的煤炭市場為出發(fā)點，通過對市場主體的再造、市場價格體制機制的改革、市場秩序的規(guī)范與監(jiān)管、市場行為的規(guī)制與引導等措施，建立以主要煤炭生產企業(yè)和電力企業(yè)集團直接談判定價、中長期合同為主導，分品種、分區(qū)域、有層次、相互競爭、有形市場和虛擬市場并存的現(xiàn)代煤炭市場體系，為市場配置資源和定價、安全經(jīng)濟供應煤炭提供保障，為構筑未來我國統(tǒng)一能源市場打下基礎。實現(xiàn)這個目標要分兩步走。

　　第一階段，即運能和煤炭資源、品種不能充分滿足需求。要做好以下工作：一是調整煤炭生產和銷售結構，擴大優(yōu)質煤炭資源的生產，增加供給，改善煤炭供需關系，滿足國民經(jīng)濟高質量發(fā)展對煤炭的需求。二是通過有效的市場監(jiān)管和宏觀調控，防止煤炭市場壟斷勢力的強化，同時防止煤炭價格和煤炭市場發(fā)生大的波動從而引起一連串的經(jīng)濟與社會問題。三是在政府宏觀調控指導下，組織好全國的產運需銜接活動和本省區(qū)內的產運需銜接，突出骨干電力企業(yè)集團和煤炭生產企業(yè)的主體地位。四是以市場導向為主，政府協(xié)助為輔，有序建立區(qū)域性和集散地、港口的煤炭交易場所，為不同層次的煤炭生產企業(yè)和用戶提供交易平臺。五是在已開發(fā)運行的煤、電及環(huán)渤海電煤指數(shù)的基礎上，建立健全全國統(tǒng)一的動力煤價格指數(shù)體系，以引導和指導煤炭生產和消費企業(yè)的生產經(jīng)營活動，促進煤炭產、運、需按市場化方式銜接。

　　第二階段，煤炭生產、需求和運輸部門向市場化方向改革基本完成階段。這一時期，全國主要骨干煤炭生產企業(yè)和各大電力集團企業(yè)主導煤炭市場經(jīng)濟活動和經(jīng)濟利益的格局基本形成，煤炭資源和運力按供需雙方選擇完全進行市場化配置，煤炭供應能保障我國煤炭需求，我國煤炭市場在國際煤炭市場上有相應地位，煤炭柜臺市場和期貨市場投入運營。電煤供應結構中，直接和中長期合同供應量應占60%-70%；貿易量25%-35%；柜臺市場和期貨市場實物交割量占2%-5%，這樣我國建立綜合煤炭市場體系的目標初步實現(xiàn)。

　　需要強調的是，在全國煤炭市場體系建設中，在發(fā)揮市場作為配置資源的基礎性作用的同時，應充分發(fā)揮政府的監(jiān)管和調控作用，主導并制定這方面的實施方案。同時，有關行業(yè)組織聯(lián)合制定交易規(guī)制，積極扶持和構建跨行業(yè)的協(xié)調服務機構和配套服務機制，形成完善的交易體系。