一直摇摆不定的煤电博弈因突然奔袭的煤荒愈演愈烈，发改委在政策“天平”上为电企加重的砝码却经不起市场推敲。近日，发改委下发了针对明年合同煤的“限涨令”，看似成为电企的救赎，却暴露出能源价格体系中最不堪一击的软肋。
　　
　　煤企内部，对政府频频同情亏损电企的做法争议不断。而时隔一年重启的煤价调控也被疑“开而不放”的改革有倒退嫌疑。
　　
　　政策“平衡木”
　　
　　煤炭价格市场化改革行至第五个年头，似乎露出政策“转身”的端倪。日前国家发改委下发 《关于做好2011年煤炭产运需衔接工作的通知》，要求明年重点电煤合同价格不得以任何形式变相涨价。去年取消的煤炭订货会也被爆将于近日在大连重启，一直想“抽身”的发改委高调介入煤电谈判。
　　
　　煤电价格改革似乎又一次倒退入“指导价格”时代。不过，此次“限涨令”针对的是重点合同煤，不是在煤炭交易市场上供直接采购的 “市场煤”，而所谓“不得以任何形式变相涨价”的提法比较笼统，缺少实际约束力；至于发改委将现身订货会现场，即使成真，其管控的具体方式和成效也不得而知。
　　
　　国家电监会研究室电煤课题组一位人士对记者坦言，这很可能是通胀高企时代政府对两大集团利益纠葛的一次温和疏导。
　　
　　据他分析，重点合同煤价本身也只是过渡产物，煤价的完全市场化是资源性产品价格机制改革的大方向，不可能改变。中商流通生产力促进中心煤炭行业分析师李廷也认为，发改委限涨只是在特殊时期的无奈之举，是为了缓解电价上调的压力。据记者了解，煤价上涨以来，五大电力集团已多次上书请命，要求启动煤电联动机制，而一旦启动，电价上涨势必会为下游企业原已高企的成本支出火上浇油。
　　
　　成本谜团
　　
　　电价涨不行，不涨也不行。据测算，近年来电价调整与煤价上涨的缺口有7分/千瓦时左右，电力企业经营困难似乎已是历史欠账。陷入两难境地的发改委“打太极”的权宜之计实属无奈，此前中电联数据显示，10月华能、大唐等电力巨头已爆出50%的亏损。
　　
　　不过，记者在对煤企的采访中也得到另一种结论：煤企的生产成本很可能长期被低估。“目前煤炭行业成本核算框架仍带有浓厚的计划经济色彩，核算项目不完整，成本项目核算系数规定得过死。”山西焦煤集团上述高级政工师告诉记者。据悉，该框架是1991年由原能源部结合煤炭行业的实际情况制定，主要反映的是制造成本。
　　
　　上述人士特别提到，电力行业职工人均收入高于煤炭行业4至5倍，成本信息很可能失真。
　　
　　此外，记者还从煤炭人士处了解到，煤炭价格的增值经过了煤矿坑口价格——运销公司管理性收费——运输环节运费——电力燃料集团内部加价——电力企业到厂价格的路径，中间环节的非市场收费确实抬高了煤炭的终端价格，涨价对煤炭生产企业的利益影响并不如电企想象的大。
　　
　　市场化“进行时”
　　
　　电企成本核算的模糊确实影响了对煤炭合理价格水平的认定。据电监会统计，煤炭企业的盈利能力要大大落后于电力企业。据悉，1989年至2003年，原国有重点煤矿共生产146.2亿吨煤炭，占全国产量的80%，15年间只在2003年获得微利，其他年份全部亏损。
　　
　　即使是效益最好的2003年，全国规模以上煤炭企业的利润总额也只有137.7亿元。在1046户国有及国有控股煤炭企业中，原中央财政81户重点煤炭企业补贴前亏损面达到62%。而与煤炭行业长期历史欠账相比，电力行业显然更有资金实力。据上述统计口径，即便是在厂网分开后，国内煤炭市场价格整体大幅上涨的情况下，2003年至2007年五大发电集团的利润也逐年上升，仅在2008年才出现亏损。
　　
　　在北京大学能源经济研究所副所长林卫斌看来，煤电价格形成机制并非煤电矛盾的根源，煤炭产业市场化的不彻底才是问题的关键。
　　
　　据电监会数据，我国电煤价格与其它能源产品相比，价格明显偏低。2007年世界主要能源市场，煤炭、汽煤油、天然气、石油和电力的价格比例关系为5l∶67∶77∶85∶100；而我国煤炭、汽煤油、天然气、石油和电力的比价关系为12∶15∶37∶49∶100。