国内市场义务（DMO）煤炭定价政策再次面临十字路口。
问题在于，自2018年以来，这种"黑金"的国内市场义务价格一直被固定为电力行业每吨70美元，水泥和化肥行业每吨90美元。然而，在同一时期，全球煤炭价格剧烈波动，导致不断上涨的生产成本与国内矿商的实际收益出现脱节。
这种情况使得煤炭行业从业者要求进行新的谈判，使政策能够反映不断变化的经济现实。
对于业内人士而言，国内市场义务（DMO）价格停滞不前不仅意味着利润空间被压缩，更关乎企业的可持续发展。承担大量国内供应义务的大型煤矿商必须按固定价格分配一部分产量，导致运营利润空间缩小。
与此同时，政府计划提高国内市场义务的供应比例、更新特许权使用费规定，并继续探讨征收出口税的可能性。这些都增加了煤炭企业财务平衡的压力。
另一方面，政府也面临着自己的两难境地。如果国内市场义务价格根据市场调整，财政部预计电力补偿金将激增22兆盾。
鉴于财政空间有限且发展重点广泛，这一财政负担极其敏感。本报了解到，政府必须在维持民用和工业用电价格稳定与确保上游能源行业的可持续发展之间取得平衡，因为上游能源行业长期以来一直是国家外汇收入的主要来源。
在这种情况下，寻求双赢解决方案的努力势在必行。一个突出的选择是建立基于动态公式的国内市场义务定价机制，该机制的价格仍参考全球市场趋势，但受到价格上限和下限的限制。通过这种方案，政府可以控制补偿负担的波动性，而矿业公司则可以获得更稳定的利润率。
那么，另一个出现的问题是：国​​内市场义务的理想价格是多少？一些分析人士认为，考虑到过去七年运营成本的上涨，一个更现实的电力用煤国内市场义务价格应高于每吨90美元。然而，设定这一价格当然必须考虑政府的财政空间，以及对电价和通胀的后续影响。因此，分阶段实施或多层次定价的方法在短期内被认为更为可行。
国内市场义务定价政策也影响着煤炭公司在证券交易所的表现。那些国内市场业务占比较大的上市公司，其利润率明显低于更专注于出口的公司。这种影响反映在它们的估值、现金流以及投资策略上。
因此，国内市场义务政策的不确定性也影响着投资者的风险认知，尤其是对那些高成本结构的公司而言。
随着运营成本持续上升，可以考虑提供一些激励措施来保持行业竞争力。正在讨论的选项包括：对国内市场义务销售量暂时降低特许权使用费率、提供税收减免，或为承担固定价格负担的公司加快税务返还便利。
这些政策选项无疑值得考虑，因为它们可以在成为向更灵活定价机制过渡的过程中起到缓冲作用。
最终，能否找到公平的国内市场义务价格解决方案，取决于政府和行业解读全球能源动态的能力以及国家财政的准备情况。理想的折衷方案不仅要保持企业的竞争力，还要确保电价稳定和发展的可持续性。