范必

當前應采取有力措施調(diào)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(yè)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(fā)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(wěn)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(yè)協(xié)會的積極推動下，部分煤電企業(yè)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(xiàn)行的市場價格差距較大，在執(zhí)行方面仍存在諸多不確定性。實際上，促成煤電長協(xié)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(xié)合同的執(zhí)行率。

煤電聯(lián)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(fā)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(wǎng)電價和銷售電價漲幅不大，發(fā)電企業(yè)虧損嚴重。金融危機后，電力需求增速放緩，電煤價格下降，發(fā)電企業(yè)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(xiàn)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(xiàn)相應變化。如果說上一輪煤電矛盾影響比較大的是發(fā)電企業(yè)，這一輪則是廣大工商企業(yè)。

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(wǎng)電價為0.3682元/千瓦時，北京一般工商業(yè)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(diào)上網(wǎng)電價和銷售電價而是提高了電價。

山西火電上網(wǎng)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(yè)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(diào)整，燃煤機組降價3分/千瓦時，一般工商業(yè)電價降低超過4分/千瓦時，減輕工商企業(yè)負擔470億元左右，成為供給側(cè)改革“降成本”的一個亮點。但這兩次調(diào)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(qū)，包括北京在內(nèi)。目前，全國大部分地區(qū)工商企業(yè)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(yè)2016年要比2011年多收入0.25元。輸電環(huán)節(jié)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(wǎng)企業(yè)效益得到保證，發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價無法反映燃料成本的變化，企業(yè)效益隨著煤價波動而波動。下游工商企業(yè)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(diào)整滯后帶來的問題

在本輪煤電矛盾中，電價調(diào)整滯后并不利于發(fā)展實體經(jīng)濟和減緩經(jīng)濟下行壓力。

首先影響企業(yè)經(jīng)濟效益。高用電成本成為我國企業(yè)提高經(jīng)濟效益的障礙之一。不僅重化工企業(yè)、制造企業(yè)和基礎設施建設，不少高新技術(shù)企業(yè)也是耗電大戶。IBM統(tǒng)計，能源成本一般占數(shù)據(jù)中心總運營成本的50%。

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

再次是不利于消納電力產(chǎn)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(fā)電量增速卻在零增長附近徘徊。平均發(fā)電設備利用小時數(shù)從2011年的4731小時，降到2015年的3969小時，今年還會繼續(xù)下降。由于目前大部分地區(qū)的電價仍由國家制定，過剩的電力產(chǎn)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(jīng)濟性，廣大農(nóng)村地區(qū)就可以更有效地推動以電代煤。中國大陸工業(yè)化、城鎮(zhèn)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(qū)的1/3。到本世紀中葉，我國要達到中等發(fā)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(jīng)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(xiàn)了電煤計劃內(nèi)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(diào)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(yè)保持合理的用電成本，須從調(diào)價和改革兩方面著手。

第一，降低工商業(yè)電價和部分地區(qū)火電上網(wǎng)電價。統(tǒng)計分析表明，大部分地區(qū)一般工商業(yè)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(yè)電價調(diào)整到與歷史煤價相當?shù)碾妰r水平，這將減輕企業(yè)成本6000-8000億元。同時，根據(jù)發(fā)電企業(yè)的承受能力，調(diào)整部分地區(qū)火電上網(wǎng)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(fā)電企業(yè)的銷售電價影響不大，出現(xiàn)了發(fā)電方和用電方雙贏的結(jié)果。當前，可以大幅度增加電力直接交易占火電發(fā)電量的比例，逐步取消煤電聯(lián)動。

現(xiàn)在各地在推進電力直接交易中，有的電力調(diào)度部門將直接交易的電量從分配給發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量計劃中扣除，影響了發(fā)電企業(yè)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(fā)用電計劃，從而減少政府部門對企業(yè)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(fā)電和用電企業(yè)自主定價后，過網(wǎng)費執(zhí)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(wǎng)和1個區(qū)域電網(wǎng)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?？紤]到改革的方向和操作內(nèi)容已無太大爭議，應當加快在全國核定和執(zhí)行輸配電價的進程；嚴格監(jiān)管電網(wǎng)企業(yè)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(jiān)管，取消交叉補貼，將電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部各類交叉補貼由“暗補”改為“明補”；加快電力市場建設，電網(wǎng)企業(yè)不再對電力統(tǒng)購統(tǒng)銷，進而逐步退出購電和售電主體。