新煤電矛盾背后的改革期望

范必

當前應采取有力措施調整電價，同時加快電力體制改革步伐，擴大電力直接交易比重，依靠市場機制理順煤電價格關系，從根本上解決新一輪煤電矛盾。

近期，煤電企業談判博弈再起。核心原因是自今年4月以來煤炭價格快速上漲，導致部分電廠存煤告急。國家發改委近期更是召集煤企和電企召開特急會議，研究加快推進煤炭中長期合同簽訂工作，穩定煤炭市場預期，保持煤炭價格處于合理水平。

目前，在相關政府部門和行業協會的積極推動下，部分煤電企業已就簽訂中長期購銷合同初步達成一致，5500大卡動力煤合同基礎價格控制在535-540元/噸，并隨市場價格變化同比例浮動。

但此價格與現行的市場價格差距較大，在執行方面仍存在諸多不確定性。實際上，促成煤電長協合同簽訂并不難，關鍵在于煤電雙方能否找到更合理的定價方式，以提高長協合同的執行率。

煤電聯動滯后于煤價波動

煤電矛盾是我國煤電關系中的老問題。上一輪煤電博弈發生在2003年初至2010年期間。以2008年金融危機為界，前期電煤價格快速大幅上漲，而火電上網電價和銷售電價漲幅不大，發電企業虧損嚴重。金融危機后，電力需求增速放緩，電煤價格下降，發電企業才逐步消化了煤價上漲的壓力。

本輪煤電矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。2011年10月，秦皇島港5500大卡動力煤均價為855元/噸。之后出現斷崖式下跌，近半年又快速回升。在這期間，銷售電價沒有隨著電價的波動出現相應變化。如果說上一輪煤電矛盾影響比較大的是發電企業，這一輪則是廣大工商企業。

為分析煤價與電價的關系，假設將山西的火電送到北京，看一看它們在本輪煤價波動中的軌跡。

當電煤價格處在855元/噸的高點時，山西火電平均上網電價為0.3682元/千瓦時，北京一般工商業電價（1千伏以下峰電）為1.194元/千瓦時。在電煤價格開始大幅下跌后較長時間，全國沒有相應下調上網電價和銷售電價而是提高了電價。

山西火電上網電價在2011年12月—2013年8月間達到最高值0.3977元/千瓦時；北京一般工商業電價從2014年1月開始達到最高值1.4002元/千瓦時，分別比煤價最高的2011年10月上漲了8%和17%。

今年以來全國電價進行了兩次調整，燃煤機組降價3分/千瓦時，一般工商業電價降低超過4分/千瓦時，減輕工商企業負擔470億元左右，成為供給側改革“降成本”的一個亮點。但這兩次調價降幅有限，且降價范圍沒有覆蓋所有電價類別和所有地區，包括北京在內。目前，全國大部分地區工商企業的用電成本仍處于歷史高點。

與此同時，售電和購電的價差卻不斷擴大。假如山西的火電送到北京，價差從2011年10月的0.8258元/千瓦時，擴大到2016年10月的1.0797元/千瓦時。也就是說，每輸1千瓦時的電，輸電企業2016年要比2011年多收入0.25元。輸電環節占銷售電價的比例從2011年的69%提高到2016年的77%。

顯然，在這一輪煤電矛盾中，電網企業效益得到保證，發電企業上網電價無法反映燃料成本的變化，企業效益隨著煤價波動而波動。下游工商企業用電成本居高不下，沒有分享到電煤整體降價帶來的收益。

電價調整滯后帶來的問題

在本輪煤電矛盾中，電價調整滯后并不利于發展實體經濟和減緩經濟下行壓力。

首先影響企業經濟效益。高用電成本成為我國企業提高經濟效益的障礙之一。不僅重化工企業、制造企業和基礎設施建設，不少高新技術企業也是耗電大戶。IBM統計，能源成本一般占數據中心總運營成本的50%。

其次是削弱了制造業國際競爭力。目前，美國工業用電平均電價為0.43元人民幣/千瓦時，商業用電平均電價為0.67元人民幣/千瓦時。據政府權威部門測算，我國工商業電價平均比美國高45%。美國制造業回歸很大程度上得益于用電成本下降，這一優勢甚至吸引了我國沿海地區一些高載能工業向美轉移。

再次是不利于消納電力產能。2011年以來全國60萬千瓦及以上火電裝機平均每年增長5600多萬千瓦，發電量增速卻在零增長附近徘徊。平均發電設備利用小時數從2011年的4731小時，降到2015年的3969小時，今年還會繼續下降。由于目前大部分地區的電價仍由國家制定，過剩的電力產能無法通過價格杠桿進行疏導。

最后是抑制電力需求增長。如果用電比燒煤更有經濟性，廣大農村地區就可以更有效地推動以電代煤。中國大陸工業化、城鎮化進程尚未完成，2015年人均用電4142千瓦時，是OECD國家平均水平的45.4%、韓國和臺灣地區的1/3。到本世紀中葉，我國要達到中等發達國家水平，電力需求仍有很大增長空間。釋放這些潛在需求，需要電力保持合理、經濟的價格水平。

理順電價完善電力定價機制

上一輪煤電矛盾中，一個重要的改革成果是實現了電煤計劃內與計劃外并軌。但遺憾的是，在這一輪煤電矛盾中，有關部門又在人為地調控煤炭價格和供求關系。當前，在電力市場化改革任務尚未全面完成的情況下，要使廣大工商企業保持合理的用電成本，須從調價和改革兩方面著手。

第一，降低工商業電價和部分地區火電上網電價。統計分析表明，大部分地區一般工商業電價，比電煤價格在600元/噸歷史價位時的電價高出0.15-0.2元/千瓦時。價格主管部門可以考慮將工商業電價調整到與歷史煤價相當的電價水平，這將減輕企業成本6000-8000億元。同時，根據發電企業的承受能力，調整部分地區火電上網標桿電價。

第二，大幅度擴大電力直接交易和市場化定價的比例。從近年來電力直接交易試點情況看，參加交易的電力大用戶用電成本普遍降低，對發電企業的銷售電價影響不大，出現了發電方和用電方雙贏的結果。當前，可以大幅度增加電力直接交易占火電發電量的比例，逐步取消煤電聯動。

現在各地在推進電力直接交易中，有的電力調度部門將直接交易的電量從分配給發電企業的發電量計劃中扣除，影響了發電企業的利益。當前，應當按照電力體制改革的要求，下決心取消各地自行制定的發用電計劃，從而減少政府部門對企業售電和用電行為的行政干預，也為電力直接交易掃清障礙。

第三，抓緊推進輸配電價格改革。發電和用電企業自主定價后，過網費執行輸配電價是降低電力交易成本的關鍵。目前，國家已在18個省級電網和1個區域電網開展了輸配電價改革試點，有關部門原計劃用三年時間完成這項改革。考慮到改革的方向和操作內容已無太大爭議，應當加快在全國核定和執行輸配電價的進程；嚴格監管電網企業新建項目，減少不必要的建設支出，防止輸配電價定得過高；加強對輸配電成本監管，取消交叉補貼，將電網企業內部各類交叉補貼由“暗補”改為“明補”；加快電力市場建設，電網企業不再對電力統購統銷，進而逐步退出購電和售電主體。