煤电联动就是简单降电价吗？

煤价降至年内新低，电价下调似乎已是板上钉钉的事。在市场化电改大背景下，这样的电价下调仍然有行政手段的色彩。“9号”文配套文件还未出齐，未来煤电联动是否还要继续?。

临近2015年岁末，一个重磅消息——“今年11月底前或年底前，将实施煤电联动，火电上网电价全国平均下调3分/千瓦时，缩减发电行业利润约1263亿元”，被媒体传得纷纷扬扬，引起了电力、煤炭等业内外的广泛关注。其实，作为电力人士，对新一轮煤电联动已有心理预期，知道发生将“不可避免”。但冷静思考之后，面对新常态、新电改、新的煤电形势，还是希望国家有关部门实施时能做到依法有据、统筹兼顾、科学合理。

一.煤电联动实施时间或为2016年1月或4月

2012年12月25日，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》(国办发〔2012〕57号)，明确“继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消化煤价波动的比例由30%调整为10%。”

今年9月23日，环渤海5500大卡动力煤价格继去年“破五”之后，又跌破400元大关，10月27日报收于380元，创了年内新低。尽管电煤价格的波幅在全国各省区差异很大，但下水煤确实触动了煤电联动条件。

实施时间是否象媒体报道的一样，在“今年11月底前或年底前”呢?文件规定“以年度为周期”。我们可以有两种理解：一种以自然时间即1月1日至12月31日为一个周期;另一种以上次煤电联动为起始时间持续满一年为一个周期。众所周知，今年4月，国务院决定下调火电上网电价0.02元/千瓦时。按此推算，新一轮煤电联动，应该在2016年1月或4月。今年年底前的一段时间，主要是政府有关部门做好电价调整的前期准备工作，如开展调查、测算幅度、听取意见、讨论方案等。因此，煤电联动还是要依法有据，减少随意性，更不宜成为国家宏观调控、地方稳增长的临时工具。

二.关于与新电改进度、价改意见对接的问题

煤电联动政策始于2004年底。当时，主要是为了缓解火电企业因煤炭价格上涨而采取的一项过渡性措施。为什么会产生煤电矛盾呢?其根源在于煤电管理体制、运行机制的根本差异，是政府计划体制与市场运行机制的摩擦冲突，是政府、煤企、电企、用户各方不断搏弈的结果。尽管期间进行了修改、调整，也推出了中国电煤价格指数，但必须符合近期国家价格机制改革的新精神。

1、要与新电改方案、价改意见相对接

今年3月15日，我国推出新电改方案。9号文把电价改革放在特别重要的位置，位列七大任务之首，要求电价机制改变“以政府定价为主”，“及时并合理”反映“用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度”，形成由市场决定电价的机制，构建“多买多卖”的电力市场体系，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。一句话，实现“交易公平，价格合理”。

10月12日，国家又发布了《关于推进价格机制改革的若干意见》，要求“加快推进能源价格市场化”，并确定了时间表，“到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开”。“到2020年，市场决定价格机制基本完善”。具体到电价上，逐步减少交叉补贴，还原商品属性。有序放开上网电价和公益性以外的销售电价。单独核定输配电价。

可见，实施现有的煤电联动政策，虽然有利于反映“用电成本”，但毕竟是临时性干预措施，多少还有使“电价回归政府定价、进行宏观调控、调节物价指数和产业利润”的嫌疑，显然与新电改方案、价改意见中“放开竞争性环节电价”、“建立主要由市场决定价格的机制”相违背。因此，确有必要在改革到位之前，“完善煤电价格联动机制和标杆电价体系”，使电力价格更好反映市场需求和成本变化。

2、要与新电改的试点推进相衔接

时至今日，新电改已逾半年，国家发改委又陆续出台了部分配套文件，在贵州、云南、内蒙、宁夏等省区已进入实操阶段。这些省区已开展直接交易、市场化定价，缩减发用电计划，探索建立电力市场，已实质性突破现有的煤电联动政策范畴，电价涨跌基于“协商定价”或“市场竞价”，已经反映了“用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度”，这种新的市场交易模式对电力企业、工商用户、政府部门将带来深刻影响。

例如，从2010年5月6日开始，蒙西电网进行了建立电力多边交易市场探索，体现了“增量市场、三方参与、双向竞争、价差传导、模式开放”等特点。5年累计完成交易电量1199.93亿千瓦时，参与火电企业36户，为冶金、化工等用电企业折价0.1-5.6分/千瓦时，平均2分/千瓦时。其中，2015年1-8月折价2.73分/千瓦时。

再如，贵州省经信委组织电厂与大用户进行直供。2014年第一批定向直供合约20亿千瓦时，让价2分;第二轮签约电量60亿千瓦时，让价3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，让价3分-0.12元。

据最能反映电力市场化改革进程的某全国性发电集团统计，今年1-8月累计市场电量(直供电量、竞价电量、其他交易电量)已占集团全部发电量的11.3%，平均电价每千瓦时0.30元，比批复电价降低0.11元。可见，由于电力市场普遍过剩，部分省区、一些电厂无论是协商定价，还是市场竞价，火电企业均出现幅度不小的降价，在试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显，在实施煤电联动政策时必须对火电“市场电量”部分予以剔除。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水、火电标杆电价体系与煤电联动模式，以及计划电量体系将会根本性改变。

三.关于煤电联动与电价结构调整问题

2012年以来，火电上网电价进行过三次下调。2013年10月，下调电价0.9-2.5分/千瓦时，以解决可再能源基金不足，弥补脱硝、除尘成本不足;2014年9月，为疏导脱硝、除尘、超低排放等环保电价的结构性矛盾，下调电价0.93分/千瓦时。今年4月8日，国务院决定，为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、调整产业结构，下调电价2分/千瓦时，工商业用电价格下调电价1.8分/千瓦时。

可见，三次调价均涉及电价结构的调整，只是前两次为了疏导环保电价、增加可再生能源补贴;第三次以煤电联动名义，降低了工商业用电价格，客观上起到减少交叉补贴，优化电价结构的作用。因此，本轮煤电联动，降低火电上网电价作何打算，引起专家学者和电力企业的高度关注。

实施“绿色低碳”能源发展战略，是我国积极应对气候变化的必然选择。但是，我国清洁能源的发展还面临多种因素的制约，大多数新能源企业盈利状况都不理想：风电弃风限电严重，光电核心技术未突破、建设成本偏高;核电安全性受质疑，占比偏低;气电利用小时低，前景不明;水电开发转移到落后偏远的滇藏川地区，造价暴涨。

受“优质资源，劣质电”的质疑，清洁能源(水电除外)电价普遍较高，随机性、间歇性特征明显，电网配套接纳积极性并不高。火电随着价格下调、煤炭的清洁高效利用以及超低排放改造，其经济性、稳定性的优势更加明显，环保问题不再突出，不排除短期内传统能源“逆替代”清洁能源的可能。我国可再生能源的补贴水平，较之德国等发达国家并不算高，今年补贴资金缺口300亿元以上，且2016年1月起开始随着发展规模的扩大，逐年下调光伏及风电标杆电价。

鉴于以上情况，本轮煤电联动，降低火电上网电价，建议继续用于解决可再能源基金不足，提高新能源的补助标准，并适当用于火电大规模实行超低排放改造的费用补偿。当然，相应降低工商业用户电价也是一种选择。

四.关于煤电联动的综合平衡与煤电行业发展问题

目前，发电行业已进入2002年电改以来经营业绩“最好时期”，也处在一个新的更高的“历史起点”。预计2015年五大发电集团利润有望达到1080亿元，创电改13年来之最。但是冷静思考，理性分析，2003-2007年发电行业基本是保本微利、勉强过日子;2008-2011年火电巨亏、“严寒四年”;2012-2015年，才转折向好，进入“黄金四年”。

发电行业之所以出现“严寒四年”还是“黄金四年”，固然有多种因素，但与煤电产业运行机制的差异、煤电联动政策的“滞后”、“不到位”有相当关系。

1、2008年

电煤价格暴涨，煤电矛盾大爆发，火电出现了历史上第一次全行业亏损;

2、2009年

出现旷日持久的“煤电顶牛”事件

3、2010-2011年

全国出现局部“电荒”和火电停机检修并存现象，煤企纷纷通过收购兼并进入电力行业。

五大发电集团火电板块连亏4年，累计亏损达921亿元，在央企板块中“垫底”。当时整个发电行业负债高企、风险增大，可持续发展能力严重削弱，表现为“生存难，发展难，不能实现良性循环”。据统计，2004-2011年，我国煤价累计上涨幅度超过200%，而上网电价涨幅不到40%，期间对应的煤电联动历史欠帐每千瓦时约7-9分。当然，2012年煤炭市场反转以来，煤电联动也没有完全到位。与此同时，煤炭企业告别了“黄金十年”，随即进入全行业亏损局面。

通过煤电矛盾的历史考察，不难发现：由于政策市场环境急剧变化，国家一些改革政策不配套，以及煤电双方的激烈搏弈，煤电产业大起大落，多次出现“一方暴利，另一方巨亏”的现象，对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成了不利影响。

因此，实施新一轮煤电联动要吸取历史教训，统筹考虑、综合平衡。一是要考虑我国经济进入新常态后，企业转型升级、经济稳增长的需要;二是要考虑建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现“两个替代”，建设生态文明、打造美丽中国的需要;三是要考虑煤电行业出现的新情况、新问题，如产能过剩、需求下滑、盈亏分化、负债率偏高、环保标准更加严厉、发展前景不明、市场化改革力度加大等因素，着力构建“和谐共存、协调发展”的煤电产业新格局。

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