依照國家發改委日前發出的通知，從明年元旦起將取消對合同電煤價漲幅和市場交易電煤最高限價的規定，電煤由供需雙方自主協商定價。這一頗具“糾偏”意義的舉動，打開了未來煤電價格市場化改革的更大空間。
　　出于稀釋因煤炭價格連續上漲并增大發電企業成本從而誘發通脹的壓力，國家發改委于2011年底出臺發電用煤價格調控的通知，明確要求2012年電煤合同價格上漲幅度不得超過5%，5500大卡電煤平倉價最高不得超過每噸800元。然而，計劃趕不上變化。隨著經濟增幅顯著放緩，2012年我國煤炭價格出現快速下行態勢。據發改委發布的數據，2012年前11月，秦皇島港5500大卡市場動力煤價格為635至645元，每噸比年初下降165元，同比下降215元，目前重點合同煤價格為每噸600元，現貨價640元，兩者已相差無幾，兩道紅線形同虛設。
　　終止電煤價格年度干預手段，也讓市場對終結已實施近20年之久的電煤價格“雙軌制”充滿了期待。1993年開始推行的煤炭價格部分市場化改革，形成了“合同煤”和“市場煤”并存的價格“雙軌制”，“合同煤”要求每年初煤炭企業和電力企業簽訂合同時鎖定一年供應量，同時鐵路負責承擔這部分運力；而電力企業從市場采購的電煤，則價格隨行就市。資料顯示，“合同煤”與“市場煤”價差在高峰時達200元。
　　應該承認，電煤價格“雙軌制”對保障煤炭供應、扶持電力企業以及穩定電價發揮了一定的歷史作用，但也制造了嚴重的市場不公平和扭曲了市場機制。在“合同煤”價格下的交易實際上是對煤炭企業利潤的強制性剝奪，在電價未能隨行就市的情況下，煤炭供不應求的生態也驅動著“市場煤”價格上漲從而壓制和侵蝕了發電企業的利潤空間。資料顯示，電煤價格“雙軌制”推行以來，發電企業用煤成本雖得到了一定程度控制，但幾乎年年虧損，其中五大發電集團到目前火電仍有每千瓦時2至3分的歷史欠賬，2012年前三季度共計出現了128億元巨虧。
　　幸運的是，電煤價格迎來了歷史上少有的并軌機遇。與以往擔心在煤價較高時推行價格并軌會導致電價高漲進而推高PPI和CPI以致增加企業和消費者成本完全不同，隨著煤炭市場的疲軟，如今煤炭市場價和重點合同價已然趨同，電力供應相對寬松，推進電煤價格并軌的壓力較小。據悉，國家發改委草擬的《關于取消重點合同推進電煤價格并軌的報告》已上報至國務院，并得到國務院批示。按新方案，電煤重點合同將被由煤電企業協商確定的中長期合同取代，政府不再設置前置性基礎價格，中長期合同期限在兩年以上。
　　然而，如果說電煤價格“雙軌制”下日積月累的煤電矛盾主要由煤炭企業來消化的話，那么電煤價格市場化后許多市場風險就轉到了電力企業。總體上判斷，中國經濟仍處于擴張與上升周期中，而且隨著城市化進程提速，剛性能源需求壓力和以煤為主的能源消費結構，決定了中長期煤炭需求仍將大幅增長，煤炭價格具備相應的上行沖動與空間。因此，發電企業最為擔心的是，在放開煤炭價格的趨勢下，未來發電成本將會大升，因此，不少電力企業成了電煤價格并軌的堅決反對者。
　　現在看來，電煤價格并軌所產生的市場積極意義僅僅存在于煤炭行業內部，即解決了市場煤與計劃煤的問題，有利于煤價的合理回歸，但“市場煤”和“計劃電”的矛盾并沒有最終理清。為此，筆者認為， 電煤價格并軌之后最需要銜接就是重啟煤電聯動，煤價漲，電價也要漲，政府退出對電價的管制。從這個意義上而言，電煤并軌不失為煤電聯動的倒逼機制。
　　這就要舊話重提了。2004年底，國家發改委正式建立了煤電聯動機制，核心內容是，原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，將相應調整電價。其中，電力企業自行消化30%的上漲成本。但因執行不到位以及時間滯后且調整幅度不到位，執行了兩次的煤電聯動無果而終，且出現了煤價和電價齊漲的現象。由此，盡管后來電煤價格上漲多次滿足聯動條件，但煤電聯動始終未再開啟。
　　目前我國煤炭價格指數有環渤海動力煤指數和中國動力煤價格指數，但兩者都不能反映國內實際到廠電煤的價格實情。因此，在完全實現了“市場煤”的價格生態中，亟需形成統一權威的、客觀反映國內實際煤炭價格的權威指數，作為煤電聯動的調整依據。對于煤電聯動之后公眾最為擔憂的煤價輪番上漲問題，政府可加快煤炭儲備機制建構，運用存量能源及時調控市場，也可借鑒石油行業征收特別收益金(即“暴利稅”)的辦法來抑制漲價沖動。與此同時，加大國外資本和民營資本參與電力投資的力度，通過塑造和培植新的市場競爭主體來平抑電力壟斷力量的漲價沖動，同時防止電力企業和煤炭企業的“合謀”，最大限度地保護能源消費群體的利益。