现在是一个特殊时期，既有供求平衡这个客观环境存在，又有政府支持，这是煤、电双赢或共赢的极好机会。
一度水火不容的煤电矛盾，去年暂缓之后，煤电问题如今再度成为焦点，煤电双方和社会上希望尽早解决的呼声越来越高，对此表现出的紧迫与热情可算众志成城了。
“煤电联动是暂时缓解‘煤电之争’的过渡之举，煤电联营才是中国煤电行业发展的必然趋势。”中国煤炭运销协会副理事长武承厚在接受记者采访时表示。他说，由于历史遗留下的问题以及体制、机制、价格、资源等因素引发的所谓“煤电之争”，使得煤炭与电力之间的“恩怨”近年来不断升级。实行煤电联动后，其理论上应是：“煤价随着市场走，电价跟着煤价动”，这样可挤掉一部分电煤流通中的水分，防止了中间环节肆意加价，逐步恢复煤炭价格的本来面目，使煤、电博弈转变到寻求利益的平衡，暂缓了这种争执。但是，这不能解决根本问题，只有煤电资本相互持股、参股或者控股，实现资本整合，构建煤电企业之间的战略联盟，才能真正解决煤电行业之间的争执。
目前，我国的煤炭价格已经市场化，但电价仍由国家统一规定。而在国外，煤电是由市场定价，国家只是宏观监控。对此，武承厚表示，我们应借鉴国外的经验，实行电价市场化。而煤电联营不但可以解决“煤电之争”， 也能促进电价市场化。同时，还可以增加投资机会，吸引民资、外资，多元持股、多元发展，创造更多效益。所以，应加快煤电联营的建设步伐，实现优势互补。
供求平衡营造良好外部环境
“煤、电是一对‘孪生兄弟’，两者的利益及发展一直捆绑在一起，一损俱损，一荣俱荣。”武承厚说，以前，我国将煤炭、电力、交通割裂开来，各自为政，造成煤炭的产业链无法延伸，使得在煤供大于求时，电厂不与煤矿联营，因为煤价较低，随意就可以买到，反之，煤矿也不愿意。据统计：1998年至2003年，煤炭行业的净资产利润率只有2.57％。其中1998和1999年为负数。煤炭经济形势最好的2003年，行业净资产利润率也只有6.04％，仅是当年全国规模以上工业企业平均净资产利润率的一半。所以，当煤、电都经历了供大于求、供不应求的痛苦时期之后，在煤电供求基本平衡时，两方才会考虑产业结构调整，才有可能实现联营。
同时，武承厚表示，在政策层面上，煤电联营有利于贯彻落实科学发展观，实现煤电行业“十一五”的规划发展目标。“十一五”规划提出，加快大型煤炭基地的坑口电站建设，实现煤电资源共享；鼓励各类电力和煤炭企业通过资产重组、联合、兼并等多种形式，组建大型煤电联营企业或集团，充分利用煤炭能源和电力能源，就地就近发展相关用煤和用电优势产业，实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展；鼓励煤炭与电力企业签订中、长期供货合同，实现煤炭直接供应，减少中间环节，稳定煤炭供货渠道与价格，降低社会交易成本；建立新的煤电投资机制，鼓励煤炭企业利用煤炭资源优势主动投资电力行业，鼓励电力行业投资和兼并、购买煤矿。由此，煤电双方通过相互渗透建立产权纽带，通过煤电资本的相互持股、参股或者控股，实现混合经营。
武承厚认为，现在是一个特殊时期，既有供求平衡这个客观环境存在，又有政府支持，这是煤、电双赢或共赢的极好机会。
对此，神华集团有关负责人表示，煤电互相参股是大势所趋，煤电相互需要的程度越来越紧迫，神华对煤电联营持积极态度，并已着手联营。同时，相信会有更多的煤、电企业联营。
据了解，到目前为止，已有多家煤电企业联营，如华能集团、中国电力投资集团和淮南矿业（集团）公司；华能国际与中煤集团；山东鲁能与陕西银河等。同时也出现了多种联营模式：“神华模式”即控股和建设电站并举：“山西焦煤模式”即煤炭企业兴建电站：“鲁能模式”即电力企业兴办煤矿：“淮南模式”即煤电企业合作新建煤矿或电站等。
由此可见，我国“煤电一体化”的新型行业已经诞生，在不久的将来，有望与国际同步，但是煤电联营仍然存在一定的阻碍。
适应能力不同 制约煤电联营
煤炭行业虽然总体形势持续向好，但却依然存在产业结构不合理、集中度低、社会负担重、企业改革相对滞后等一系列问题，尤其是新、老煤、电企业之间的联营。
老煤矿或老电厂的包袱较重，如果是老煤矿与新电厂联营或是新煤矿与老电厂联营的话，就得剥离老煤矿或老电厂的不良资产。但是，不良资产是历史遗留下来的，不可能彻底剥离。所以现在一些上市的煤矿企业，将良性资产上市，而那些“包袱”则变为上市公司的附属品了，人们称之为从续企业。如果煤电联营，就一定会涉及从续企业，解决从续企业问题会对联营产生一定的困难，进而阻碍其顺利联营。另外，现在的电力本身盈利水平与煤矿不一样。煤矿刚刚走出困境，而电力的利润是逐步减少。起跑点不同，是企业联营存在的一大问题。
并且，煤电在计划和市场双轨制运行的情况下，国家将大量的计划煤给了国有老电厂 ，市场煤给了已经或正在改制的新电厂。而新电厂已经走向市场，对煤电联动、及煤炭价格等方面的变动，已经适应。这些年所说的煤和电之间的矛盾主要集中在一些国有老企业上。所以，在企业的适应能力上，煤电企业再次处于不同起跑点上，使联营变得更扑朔迷离。
从源头做起有利煤电联营
为了尽快解决煤电矛盾，促进煤电联营的步伐，武承厚说：“煤电企业可以通过实物或资金投入互相参股，形成利益共同体。但是，对于一些老的煤电企业来说，煤电联营应该是企业自主的行为，政府只能建议，不能干预。而对于新建的大型煤、电基地，国家应采取主动，在宏观规划时，就应将煤电联营考虑在内，从源头开始，为日后煤电联营做好充足的准备，并给予政策支持。”
据了解，我国煤炭产量多年来位居世界第一位，但仍不能满足经济快速增长的需要。目前，我国煤电油运的矛盾虽有所缓解，但电力改革的滞后和煤炭行业多年来积累的一些深层次矛盾尚未解决，这种缓和也是脆弱的。 因此，武承厚认为，国家要积极推进大型煤炭基地建设，对新投产的矿井，在项目立项时，充分考虑它的电力用户，从源头开始计划煤电联营，积极促进煤电一体化，形成煤炭、电力双赢的局面，以确保国民经济发展对能源的需求。
此外，还应拉近新建电厂和煤矿的距离，同时加大输、配电工程的建设力度。适当加快煤炭基地及其附近地区老电厂的更新改造，充分利用老厂的有利条件，实现大型煤炭基地与电力建设的同步发展。
多元投资主体促进煤电联营
一些业内人士认为，目前煤电企业自投办电厂、办煤矿的做法不现实，因为其建设资金不足，筹措能力不强，所以只有打破行业界限，鼓励有关企业联合开发煤炭和电力资源，实现投资多元化，才能加快大型煤炭基地的建设速度。国家要制订具体的鼓励和优惠政策，鼓励大型煤炭基地的建设与电力等大用户联营，实现投资主体多元化，发挥合作方各自的行业优势和管理优势，取长补短。
分析人士指出，目前煤电企业自投办电厂、办煤电联营是一个长期发展的过程，通过煤电联营，发电企业可拿到稳定的煤炭来源，同时由于电厂就在煤矿附近，从而避免了运输环节，不仅降低了发电成本，而且还得到发展煤炭循环经济而产生的效益。而对煤炭企业来说，除了可延长产业链、解决仅提供初级产品的问题，变输煤为输电，同时在煤炭需求加大时，又可以同时供应煤炭，既满足了用户需求，又稳定了煤炭市场。
煤电联营不仅是两个行业之间的投资，更将带来多元投资，吸引大量的民资、外资。前几年，进入电力行业的企业很多，造成产能过剩，电供大于求是意料之中的事情。近三年来，由于投资煤矿利润较大，对煤矿的投资以60%的速度增长，投资总额比过去十年的投资还要大，同样也存在潜在的产能过剩。从长远看，煤电联营所带来的投资机会无可限量，投资风险也相对较小，所以下一步应出台相应的政策，一方面吸引资金投入，另一方面也要控制能源产能的无序发展，这样对国家、对行业、对企业都有利。
煤电联营加速电价改革
煤电联营是中国煤电行业发展的必然趋势，长期以来，“计划电”与“市场煤”的摩擦和碰撞，几乎都是以“计划电”还利于“市场煤”而告终。这场煤电双方博弈的结果，很大程度上取决于电力行业能容纳、消化多少煤价上涨的因素。从1992年7月煤价试点放开，到2002年1月完全放开，煤炭企业进入市场经济，煤炭价格由市场竞争决定。但是，电价至今仍由国家严格控制，并且定价的标准既非根据市场需求变化作出调整，也不能完全反映电力产品的准确成本。从2003年起，我国电力供应趋于紧张，多个省份被迫拉闸限电。近两年来，随着作为基础资源的煤炭价格一路上扬，使“市场煤”与“计划煤”价格差距拉大，煤炭的利润向电力转移，煤电矛盾加剧，同时市场对电价改革的呼声也日益高涨。武承厚认为，取消国家定电价制度，尽早建立煤价和电价的形成机制，，实行国家监控下的电价市场化是改革的必然趋势。
2000年以前，国家鼓励企业用电，计划内的电价较低。而计划外的电价要比计划内的电价还要低，这几年用电量以3～4倍的速度增长，有专家预测电量过剩，产能过剩。市场经济不需要任何部门为产品定价，电的价格及其它产品的价格，应由供求关系决定，国家只需监控。只有当某个产品价格出现不正常的波动，并且这个波动是人为因素或自然因素导致的，这时国家才应该干预。2003年非典流行期间，口罩供不应求，如果国家不控制其价格，价格涨幅会很大。现在国家定价的商品只有4.4%，其中包括电价。而其它国家的电价是放开的，政府只是监管，但监管不等于定价。
武承厚说：在电价问题上，国家的责任不是定价，而是监管。煤电联营之后，有利于电价市场化，电价应由市场供求关系决定。我们可以预见，在电价放开以后，电价会有所波动，但这是正常的。在电供不应求时，电价肯定上涨，供大于求时，电价自然下降。电力供求基本平衡时，是放开电价的最好时机。
武承厚认为，在开放电力投资渠道和实施电价市场化过程中，必须考虑有效监督和有效控制追逐利润与电力安全之间的矛盾问题。由于电力行业具有明显的规模经济和自然垄断特征以及在国民经济中占有重要地位，在电价市场化过程中，政府的宏观调控手段是必不可少的。因此，在电价市场化过程中必须为政府宏观调控预留充分的监管空间，同时，政府也应该充分由市场供求关系决定电力的价格。
相关链接：英法日等国的电价管理
国外的电价制度，有利于电力企业自身的发展，又能使用户的费用负担按其自身的用电规律，达到公平合理。电价必须经过政府有关部门的批准才能付诸实施这一行政手段，可以保证电力公用事业的发展，使电力价格相对稳定，更加合理。国外有些电价改革的举措是值得我们关注并借鉴的。
据了解，世界上许多国家电力工业改革和电力市场运行有不同模式，其对电价的管制也各有特点。
英国的电价共分两种：一种是由电力库向发电商买电的电价，称为电力库的购买电价（Pool Purchase Price，PPP），另一种是用户从电力库购电的电价，称为电力库的销售电价（Pool Sell Price，PSP）。PPP和PSP为实时电价，通过超高压线路从发电厂输出电力的公司是持有输电许可证的垄断者，物价管理规定控制这些公司的收费价格。
英国政府对电价管理采用的是RPI-X管制模式，即采用零售价格指数（RPl）减某一个百分数X作为电价上限。其基本范式是管制价格应随“通货膨胀率减去X”的变动而变动。按照这种办法，价格上限每年的涨幅在数值上应该等于通货膨胀率减去经济学规范分析所得到的每年效率的提高率（“X”）。RPI-X价格上限制度能激励厂商减少成本，提高效率，并能避免政府补贴的不公平问题。
法国的电价把用户容量和电压等级结合起来进行分类，分成以蓝、黄、绿三种颜色标示的三大类电价。蓝色电价适用于3kVA-36kVA的低压用户，按居民与农业用户、市政和小工业不同类别分类制订不同的收费标准；黄色电价适用于36kVA-250kVA的低压用户，按用户的用电时间分设电价，供用户选择。绿色电价适用于容量大于250kVA的中压、高压和超高压用户，并由用户预定需量，按照用电季节和用电时间分设电价。
法国电力工业管理体制是国有集中垄断经营型。法国政府与法国电力公司之间的计划合同是制定电价的基础。执行的电价在计划合同的一定范围内，法国电力公司可以自主调整。超过一定范围时，由经济财务部和企业研究部以联合部令形式批准。
日本的现行电价是以社会高福利和推进节能为出发点的。采用的方法较多，如三段电价制、特别电价制、季节电价制、二部电价制等。在各种电价中，除定额照明电价按二部电价制外，其余各类用电电价均为基本电价（即容量电价）加电量电价的两部电价制。而在电价监管上，主要是中央集权监管。日本有关电价监管的法律主要有电力工业法和供电规程。电力工业法规定，电力企业制定电价或按用电条件制定供电规程时，必须申请通商产业大臣批准。通产大臣受理申请后，除了听取申请人的申述外，还要组织“公听会”，邀请有利害关系的人和有学识、有经验的第三者参加等等。
