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刘晓忠
为期10天的2006年度煤炭产运需衔接会上，煤电双方几乎一单未签，被迫延期。据悉，双方在价格上的“傲慢与偏见”是卡壳的主要原因，煤炭企业希望每吨煤涨15-40元不等，而电力企业却对涨价“冷处理”，并期待发改委从中协调。
按照国家发改委的预测，2006年国内煤炭需求21.7亿吨左右，而预计全年煤炭供应将达22亿吨，所以电力企业对政府干预体现出明显的热情也就不难理解了。
此次洽谈的一大亮点是，国家发改委首次取消煤电价格联动的行政指导，可以说是取消电煤市场双轨制，建立统一电煤市场的一个积极信号。面对当前的煤电“顶牛”，政府的介入是必须的，问题的关键是政府以何种方式介入，如何拿捏介入的程度，才不至于使刚刚启动的电煤统一市场改革夭折。
显然，答案只能是进一步深化改革，而不是再次以行政权力参与或干预市场对资源的基础性配置。
客观而言，由于影响电煤价格的煤炭、电力、交运等领域都还不是真正的、健康的市场。这些要素资源价格在定价上也带有较为厚重的福利色彩。另一方面，煤电价格的市场化改革与相关领域的市场化改革存在着点位牵制效应，因此，煤电价格市场化改革只能是整个产业生态市场化改革的一小部分。
就煤炭业来看，相比其他要素资源的市场化改革要更为深入，除了电煤价格存在计划内与计划外的区别外，其他用煤领域基本都通过市场来调剂其价格形成。但是，由于长期的政府指导定价措施，发电企业实际上已经习惯了计划内用煤的制度性福利贴现。同时，当前的电价还主要以政府基准价为主，电力资源无法反映基本的供需状况；单纯的发电企业无法有效传导煤炭价格上涨带来的成本压力；因此，在相关领域市场化改革明显滞后的情况下，煤电价格改革很难真正市场化。
同时，煤电领域也缺乏必要的市场成本核销体系。当前不论是煤炭企业还是电力企业，其成本和价格都非真正的市场化成本和价格，煤炭企业的成本主要还以挖掘成本为主，其对环境的破坏成本、安全成本、资源本身的价格成本都没有完全反映到价格之中。
因此，要真正实现煤电价格的市场化改革，首先要剥离煤电等要素资源身后的福利负担；健全社会福利体系，校正体制性的低价问题；其次，要理顺要素资源的成本体系，建立完整的资源成本市场化核销体系。再次，强化企业的激励共容机制，使得企业真正成为市场竞争的主体。最后，政府管理层在协调煤炭供需双方的矛盾时，必须明确，调解的目的不是干预，而是不断理顺煤电“顶牛”的体制性障碍。
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