從長遠看，電煤價格市場化是必然趨勢，但是，要循序漸進地放開才能有利于整個煤、電產(chǎn)業(yè)鏈的協(xié)調(diào)發(fā)展。當一個市場主體各個要素環(huán)節(jié)在沒有充分市場化的情況下，其中單個環(huán)節(jié)進行突圍，其效果就是造成一定程度的市場混亂。對發(fā)電企業(yè)而言，煤價上漲，電價封死，兩頭受擠，成本大幅度增加，給發(fā)電企業(yè)帶來安全上的不穩(wěn)定和經(jīng)營上的全面虧損。目前，理順煤、電關系和緩解煤、電矛盾，我認為是政府需要解決的問題。作為電力企業(yè)來講，迫切希望政府能夠在放開煤價的同時，使電力價格也能走向市場化。
　　市場化主要理由如下：
　　
　　一、地方政府干預太多
　　
　　火電企業(yè)面臨的外部經(jīng)營環(huán)境壓力愈來愈大，煤炭價格的快速攀升，使火電企業(yè)在組織生產(chǎn)經(jīng)營管理上已經(jīng)舉步維艱。多年來，我們在山西省政府煤炭管理所謂的“3q統(tǒng)一”(統(tǒng)一計劃、統(tǒng)一調(diào)度、統(tǒng)一結算、統(tǒng)一貨票、統(tǒng)一價格)政策的干預與限制下，煤運公司和煤礦簽訂合同，結算煤款時電廠不能與煤礦直接結算，而是電廠先與煤運公司結算，煤運公司再和煤礦結算，結算一次要經(jīng)過四、五個部門，供需雙方不能靈活多樣的公平交易，而且電廠沒有選擇權，不能面對面地談價格、談質(zhì)量。另外，如果電廠不按所謂的標準交費，煤運公司就想法設卡、封路，電廠進不了煤，又由于方方面面的因素，客觀上造成了電廠來煤質(zhì)量的嚴重下降，來煤的摻假現(xiàn)象成了家常便飯，神頭發(fā)電公司近兩年來出現(xiàn)電煤緊張局面而造成缺煤停機、限制機組負荷、投油助燃等現(xiàn)象時有發(fā)生。
　　總之，單方的煤價放開與繁多的收費項目，使發(fā)電企業(yè)經(jīng)營非常困難。煤運公司管理職能的錯位，“五統(tǒng)一”政策的實施和管理者煤運公司應該受到質(zhì)疑。
　　
　　二、電價問題
　　
　　建廠30多年的神頭發(fā)電公司曾經(jīng)是全國裝機容量排名老三的火力發(fā)電企業(yè)，目前裝機容量為120萬千瓦。讓神頭發(fā)電公司自豪的是，作為我國上世紀70年代建設的老廠，它直接為山西和津、唐乃至首都北京的用電提供了有力的安全保障。這座對山西和津、京、唐地區(qū)做出過累累貢獻的發(fā)電企業(yè)從2005年開始走進了虧損泥潭，而且越陷越深。2005年虧損4800萬元，這已經(jīng)是我們極力內(nèi)部挖潛后保住的虧損底線，造成虧損的直接原因就是我們公司的上網(wǎng)電價太低。
　　為了不造成更大的虧損，我們只能壓縮各項可控成本。2003年的時候，發(fā)電機組的檢修費用為8900萬元，2006年這筆開支已經(jīng)壓縮到了不足4000萬元，差旅費用和日常維護費用也壓縮過半，設備投資不足，安全欠賬嚴重，造成設備的不安全隱患增加。但為了能有足夠的資金來應付煤價、水價、排污費用的逐年增加，我們只能壓縮其他各項費用。
　　我們現(xiàn)在已經(jīng)無潛力可挖，只能到處尋找電廠能夠承擔的電煤，為了節(jié)省支出，我公司把僅有的差旅費幾乎都用來跑煤源。
　　我們這些原國有發(fā)電老企業(yè)是從2003年開始執(zhí)行的上網(wǎng)電價，在此之前都是省網(wǎng)公司統(tǒng)一核算。
　　2003年開始執(zhí)行的上網(wǎng)電價為138．1元／千千瓦時，2004年1月1日調(diào)為145．1元／千千瓦時，2004年6月15日調(diào)為155．1元／千千瓦時，2005年5月1日又調(diào)為195元／千千瓦時。盡管第一輪的煤電價格聯(lián)動使其調(diào)整幅度較高(25．73％)，但與山西省平均電價269元／千千瓦時相比，其差距依然懸殊。
　　在煤電價格聯(lián)動之前，我們一直在向有關方面反映上網(wǎng)電價太低的情況，希望能夠調(diào)整，煤電聯(lián)動之后，我們也沒有放棄這種做法，因為國家對電廠上網(wǎng)電價核定的法則是零利潤電價，而零利潤電價的測算是以2001年電廠的發(fā)電成本為基數(shù)。然而零利潤電價實施以后的數(shù)年里，發(fā)電成本，特別是電煤成本(占發(fā)電成本的70％以上)已經(jīng)大幅度增長，但其帶來的電價漲幅遠遠低于電煤價格的漲幅，在廠網(wǎng)分離核定價格時，原煤價格只有90元／噸左右，當時核定的上網(wǎng)電價為138．1元／千千瓦時，截止2005年原煤價格上漲到170元／噸，而上網(wǎng)電價只調(diào)整為195元／千千瓦時，煤價的漲幅遠遠高于電價的漲幅。
　　以目前電煤價格計算，神頭發(fā)電公司的保本電價至少要在259元／千千瓦時左右，從這點看，我們寄望于三條途徑以緩解發(fā)電企業(yè)的虧損局面：一是重新按照現(xiàn)在的成本來核定上網(wǎng)電價；二是盡快啟動第二輪的煤電價格聯(lián)動；三是徹底實行競價上網(wǎng)。
　　
　　三、從煤價上看
　　
　　朔州市的煤賣給神頭發(fā)電公司是170元／噸的價格，但通過外銷下水煤是350元／噸，對于煤炭企業(yè)當然不愿意賣給電廠了，即使賣給電廠也是劣質(zhì)或摻過假的煤。正因為如此，這幾年，神頭發(fā)電公司多次因煤告急，多次出現(xiàn)煤場存煤在警戒線以下。
　　2006年電煤價格趨勢已定，各煤礦都提出了漲價數(shù)十元的要求，在這種形勢下，神頭發(fā)電公司2006年的經(jīng)營預期是不敢想象的。
　　2006年原煤價格預計上漲20元／噸，年增加燃料成本9014萬元，預計折合上網(wǎng)成本增支12．9元／千千瓦時。
　　
　　四、從環(huán)保方面考慮
　　
　　為了執(zhí)行國務院新公布的《排污費征收使用管理條例》，神頭發(fā)電公司2004年度繳納排污費2515萬元，比2003年度增加了1433萬元，2005年度繳納排污費3089萬元，比2004年增加了574萬元，折合成上網(wǎng)成本增支0．84元／千千瓦時。2006年度排污費上漲1471萬元，折合上網(wǎng)成本增支2．1元／千千瓦時。
　　總之，煤價、排污費、水費的增加，給神頭發(fā)電公司的生產(chǎn)經(jīng)營帶來極大的沖擊，由于煤炭價格上漲和排污費、水費帶來的巨額成本支出，在目前電價水平下公司經(jīng)濟效益全面陷入困境，同時，神頭發(fā)電公司作為中電國際的上市公司如在電價上得不到補償，將會影響中國電力在境外股票市場上的形象，挫傷境外投資者的信心。
　　因此，我們建議有關政府部門，關注發(fā)電企業(yè)實際存在的生產(chǎn)經(jīng)營困難，希望盡快考慮電力價格市場化問題。
　　(作者單位：山西神頭發(fā)電公司)
　　(本欄目策劃、編輯：李志