专家指出，煤电双方作为“唇齿相依”的上下游产业，应立足长远，建立互利互惠的战略合作关系。

　　“煤从没像现在这样好卖！我们矿今年6、7月份的煤都已经卖完了，基本上都是重点用户。”山西一家年产百万吨的私营煤矿生产负责人说，煤矿现在满负荷运转，但市场上一直供不应求，各地拉煤大车24小时守在煤矿。“挖出来立刻就装车运走了，煤场一点存煤也没有！”

　　这是当前煤市红火的写照。

　　“由于电煤价格上涨过快，电煤供应严重不足，目前的日进煤量仅为8000吨，煤炭库存仅为三至五天，机组被迫降负荷运行；今年一季度，公司亏损超过一亿多元……”山西一个百万千瓦电厂的经理无比忧虑地说。

　　这也是眼下电厂生产的现状。

　　一涨一亏，折射出的正是“市场煤”与“计划电”之间深层次的矛盾。记者在煤炭大省山西调研时了解到，由于煤价涨而电价未动，电力企业目前亏损严重，生产经营难以为继，而随着夏天用电高峰的日益临近，这一矛盾愈显突出。

　　煤矿：涨价有“理”

　　从去年开始，煤炭价格节节攀升。以煤老大山西为例，今年一季度，山西省五个国有重点煤炭集团商品煤综合平均售价377元/吨，同比增长13％，其中，电煤合同价格提高31.5元/吨；4月，山西煤炭零售价格平均为每吨495元，与3月相比又上涨了9.27％。

　　煤价为何一涨再涨？是合理上涨还是漫天要价？前述私营煤矿负责人告诉记者，除了需求增长迅速、国际能源价格上涨带动外，煤炭的各项成本如财务成本、销售成本、社会成本等也经历了一轮比较大的上涨，这是对煤价上涨的刚性拉动。

　　这位负责人算了这样一笔成本账：

　　劳动力成本：以前一个生产工人的月工资1000元至1500元，现在涨到了3000元至4000元，有的技术工人达到5000元；与此同时，矿上每年都要对工人进行带资培训、全员和轮值培训等，包括专业知识、技术资格，矿上职工1000多人，每人每年的培训费用约为3000元至5000元，这是一笔不小的数目。

　　原材料方面：以前螺纹钢不到2000元，现在涨到了5800元至6000元，掘进用的全是钢铁支护，一个月的钢材成本就超过50万元。

　　煤机设备方面：现在的煤矿设备供不应求，支架、刮板机、采煤机都得提前半年定货，煤机设备生产成本在增加，这相应增加了煤矿的采购成本。

　　社会责任和福利方面：虽然办理了征地手续，每年煤矿仍要给周围村民每人1000元的土地补偿；建小学花了300万，还有修路、山沟绿化，免费为村民提供水电费，过年过节给村民的米面油等福利开支，煤矿都要花钱。

　　政策性成本：如征收可持续发展基金、矿山生态环境治理保证金以及煤矿转产发展资金等。加上矿管费等各种费用，吨煤成本增加约100元左右。

　　“以目前原煤出厂价600元/吨计算，扣除各项成本以后，一吨煤炭的纯利润也就在30元至50元之间。”这位负责人表示，国内的煤价其实并不高，也不是疯涨，与国际煤价相比，仍然有上升的空间。

　　记者在采访中了解到，许多煤炭生产企业和专家对市场的判断是：煤炭市场已经完全进入“卖方”市场，煤炭价格上涨，主要是需求拉动。由于需求旺盛，煤价仍有上涨空间，不仅今年涨，明年仍然可能涨。

　　“现在是煤炭利润的历史最好时期，这是以前想都不敢想的。现在煤价涨得这么厉害，我们其实也怕，怕的是有一天煤价重新回到历史低谷，到那时整个行业又要遭灾了。”一位地方国有煤炭企业老总对当前的煤炭旺市，表达了自己的担忧。

　　上个世纪90年代中后期的那几年，当时整个煤炭生产、销售处于低迷状态，好多煤矿都求着电厂来买煤，煤价也因此被压得非常之低，“哪分什么焦煤、电煤，有人要就不错了，几乎没有利润可言。”

　　这位老总说，虽然现在煤炭形势变好了，但从长远来看，煤矿仍然要跟电厂搞好关系。“电煤这一块的利润其实很低的，因为电厂给的价格比较低，所以我们卖给他们的电煤都是发热量低的劣质煤，好煤他们用不起。”

　　电厂：亏损有“因”

　　与煤矿相比，电厂的日子就没有那么好过了。山西省电力行业协会在一份报告中透露，今年一季度全省20个重点监控电厂有17个亏损，亏损面达到85％，大部分电厂库存煤量日趋减少，有可能引发新一轮缺煤停机。主要原因是“占发电成本70％的电煤大幅上涨”：2007年比2006年标煤价格上涨了62.67元/吨，2008年一季度比去年又能上涨了104.44元/吨，两次涨幅加起来超过了56％。
　　
　　山西省电力行业协会副会长李建伟告诉记者，山西的发电厂目前正在经历最困难的时期，而且亏损面还在扩大。上述电厂负责人则表示，煤价高、煤难买是棘手的问题，但现在最怕的是，电厂一直亏损下去，银行贷款的资金链很可能就会断掉，如果因为无钱买煤而停机，那时麻烦可就大了。

　　记者在一些电厂采访时了解到，从去年下半年开始，有的电煤到厂价(折算成标煤)已经达到了600元/吨，而当被核定电价时的煤价基数为200至280元/吨标煤，煤价上涨超过了一倍。但上网电价一直未调，这样一来，发电企业“两头受堵”：煤价不停上涨，上网电价不动，于是就出现了一生产就亏损的现象。

　　另外，建立在以前低煤价核定基础上的上网电价，使一些煤炭基地内的电厂上网电价更低。目前，山西省内标杆上网电价为0.275元/千瓦时，比周边省份河北低0.05元至0.1元。有人曾算过一笔账，要想维持山西电厂正常运营，至少应该提高电厂上网电价6分钱。

　　“我们电厂现在每发一度电就亏七分钱，不发电的话亏得更厉害，一度电要赔一毛钱，主要是用于偿还各类银行贷款。”上述电厂负责人说。
　　
　　记者同时了解到，受各种因素影响，煤炭供应呈现偏紧态势，特定地区、特定时段甚至出现缺口，但对于电厂而言，他们缺少的是可以接受的“平价煤”和可以保证稳定供应的“合同煤”。再加上运输方面的制约，使许多电厂对重点煤矿的煤只能“望梅止渴”。

　　一位电厂负责人表示，现在的煤炭供应是紧张，但只要出得起高价，中间商就能把煤拉来。说白了，以电厂目前的电价，买不起高价煤，否则发电越多亏损越大！

　　记者在基层采访时，发现了这样一个现象：个别煤矿(主要是小煤矿)，在供应电厂煤炭时，一直盯着电厂库存，如果一段时间内库存多了，就按正常价供货，库存量减少了，就要涨价，而且可能上午一个价，下午一个价，还可能车车不同价。

　　由于电厂无法承受高价煤，对于煤矿发来的发热量的中煤、煤泥等劣质煤，只能无奈地接受“价高质低”的现实；而煤矿也只能供应电厂劣质煤，因为电厂确实买不起高价的好煤。另外，除了最让电厂揪心的高煤价，电煤供应的缺口、运输配置不合理和运输成本的增加等，也是造成电煤供应紧张的因素。

　　专家：理顺能源价格机制
　　
　　一边是效益翻番，一边是亏损连连，两个密切相关的上下游行业——煤矿与电厂正在经历着名副其实的“冰火两重天”。“造成这种情况的原因就在于煤价是放开的，而电价是管制的，由于不能将成本顺利向下游传导，电厂承担了燃料成本上升的全部压力。”山西省社科院能源研究所所长王宏英说。

　　前几年，国家通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即，当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5％时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，王宏英认为，当前国内CPI高位运行，政府面临着非常大的调控压力，目前实施煤电联动不是一个很好的时机。

　　在煤电联动难以实施的情况下，有人建议通过对电厂给予补贴和限定电煤价格来应对煤电之间的矛盾。对此，王宏英认为这些做法都不妥。他说：“电力行业虽然是基础性行业，但不是公益性行业，给补贴在道理上讲不通；而限制煤价，则违反了市场经济规律，会导致煤电两头亏损，两败俱伤。”

　　山西省物价部门相关人士也认为，考虑到以前扭曲的低煤价和非完全成本，在国内需求强力拉动和国际能源价格高位运行的当前，对煤价尤其是电煤价格，还是以疏导矛盾、协调关系为主。有关部门可督促煤炭企业提高电煤合同兑现率，保证重点发电企业的电煤供应，加强煤炭市场和价格监管，但对众多分散的煤炭生产企业，想要控制煤价难度不小，况且难以操作。
　　
　　当前煤电之间的难题该如何破解？王宏英提出，长期来看，解决煤电困局的治本之策是要理顺国内能源价格的定价机制，我国目前实行的能源低价和能源管制是计划时期能源政策的延续，已经不适应当前的形势。

　　“我国的电力价格目前是扭曲的，并不能反映能源的真实价格。应该放开电价，实行电厂竞价上网，一方面可以传导价格，分摊成本，一方面还可鼓励电厂降低煤耗，降低成本。”王宏英说。

　　能源价格上涨是大势所趋，李建伟认为，在大范围内不宜实施煤电联动的情况下，可以考虑在山西这样以本地煤炭为主的地区，实施“区域联动”；但煤电联动不是治本之策，国家应尽快实施竞价上网，让市场配置资源。

　　王宏英认为，煤电一体化也是一个长期的努力方向。所谓煤电一体化，就是根据资源状况布置产业布局，优化产业链条，通过减少中间环节来有效化解煤电成本。“在国内沿海地区实行煤电一体化确实有难度，但是在煤炭主产区则是完全可行的。实际上，这也是国外的通行做法。”

　　山西某煤炭集团拥有五个煤矿和一个坑口电厂，该电厂在山西电厂普遍亏损的情况下实现了盈利。该集团董事长说：“我们电厂发电所用的煤层气和煤矸石都是从集团的煤矿直接拿过来的，属于资源再利用，根本谈不上成本，所以我们的电厂不仅没有亏损，反而赚了钱。”

　　专家指出，煤炭、电力作为两个“唇齿相依”的上下游产业，双方应立足长远，立足发展，重新审视二者关系；市场本就有涨有跌，有起有落，切不可因一时之利而漫天要价，也不可因供应过剩而往死里相逼，这都不是成熟企业正常的市场行为。作为国民经济基础的煤电两大行业，为国民经济发展计，为行业健康运行计，为维持市场稳定计，都应该建立互利互惠、合作共赢的长期战略合作关系。