2010年的重点电煤谈判收官，煤电矛盾依旧是未解之局。细数目前的解决方案，采用煤炭企业做大发电业务、发电企业多拿煤炭资源、实行煤电联营，究竟哪条大道“通罗马”？

    对于煤电企业出资合营，目前试点的效果并不理想；煤炭企业去做大发电业务，存在一些障碍，其一，在火电发电盈利能力不高的前提下，煤炭企业进入的动力不足，其二，煤炭企业开展发电业务有悖于专业化经营的理念，其三，煤炭企业担心发电上网额度调度；至于发电企业多拿煤炭资源，就目前情况来看，五大发电集团煤矿的达产进度远远低于预期，还需要较长时间来实现“一手拿煤一手发电、两手都要硬”的目标。

    有人完全寄望于电价市场化改革。实际上，电价完全市场化也难。相比之下，电价“准市场化”的操作性更强。

    电力行业作为关系到国民经济的特殊行业，产能的进入或退出受制于国家经济发展的需要。目前的发电企业，一方面承担着盈亏自负的企业责任，另一方面又不得不担起一定的社会责任，根本上难以实现电价的完全市场化。

    事实上，在煤电的利益博弈中，主体不单是产业链的上、下游企业，背后深层次还有中央政府与地方政府之间的利益博弈。成本传导机制理顺，必然导致煤价上涨带动销售电价上涨，继而造成用电端企业的成本上升，盈利空间被压缩，从时间窗来看，迟早会对区域GDP、税收产生影响。因此，电力体制改革很可能要在更长的产业链上来解决，不排除在税收等经济手段上采取对地方政府的适度补贴，减少变革阻力。

    考虑到电价调整对淘汰产能的效果与及时性，电价作为产业结构调整的辅助工具还会被管理层采用。但是，电价快速波动，会造成企业经营上的不稳定性。因此，在要预见的未来，准市场化或准半市场化将是电价改革较好的选择方向。

    市场机制主导电价走势，考虑到销售电价完全市场化存在种种障碍，电价调整模式将成为关注的焦点，未来电价调整模式应该在原来煤电联动模式上加以改进。

    首先，确定市场定价机制，电价伴随煤价上下波动存在向上、向下的走势，要克服传统价格刚性的弊端（电价上调容易，下调难）；其次，电价调整的幅度要让市场供需决定；第三，实行调整时间周期差异化，相比工业用电，商业及居民用电的调整周期可以长一些；第四，居民用电纳入调价范围要成为趋势。

    2009年底，国家发改委明确了政府淡出煤电衔接会，并一再强调煤炭价格市场化不变，考虑到其他资源类价格改革的不断推进，预计电价改革有望在年内出台实质性措施，对火力发电企业来说偏利好。（东北证券金融与产业研究所 吴江涛）