煤電聯(lián)動就是簡單降電價嗎？

煤價降至年內(nèi)新低，電價下調(diào)似乎已是板上釘釘?shù)氖?。在市場化電改大背景下，這樣的電價下調(diào)仍然有行政手段的色彩。“9號”文配套文件還未出齊，未來煤電聯(lián)動是否還要繼續(xù)?。

臨近2015年歲末，一個重磅消息——“今年11月底前或年底前，將實(shí)施煤電聯(lián)動，火電上網(wǎng)電價全國平均下調(diào)3分/千瓦時，縮減發(fā)電行業(yè)利潤約1263億元”，被媒體傳得紛紛揚(yáng)揚(yáng)，引起了電力、煤炭等業(yè)內(nèi)外的廣泛關(guān)注。其實(shí)，作為電力人士，對新一輪煤電聯(lián)動已有心理預(yù)期，知道發(fā)生將“不可避免”。但冷靜思考之后，面對新常態(tài)、新電改、新的煤電形勢，還是希望國家有關(guān)部門實(shí)施時能做到依法有據(jù)、統(tǒng)籌兼顧、科學(xué)合理。

一.煤電聯(lián)動實(shí)施時間或?yàn)?016年1月或4月

2012年12月25日，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于深化電煤市場化改革的指導(dǎo)意見》(國辦發(fā)〔2012〕57號)，明確“繼續(xù)實(shí)施并不斷完善煤電價格聯(lián)動機(jī)制，當(dāng)電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應(yīng)調(diào)整上網(wǎng)電價，同時將電力企業(yè)消化煤價波動的比例由30%調(diào)整為10%。”

今年9月23日，環(huán)渤海5500大卡動力煤價格繼去年“破五”之后，又跌破400元大關(guān)，10月27日報收于380元，創(chuàng)了年內(nèi)新低。盡管電煤價格的波幅在全國各省區(qū)差異很大，但下水煤確實(shí)觸動了煤電聯(lián)動條件。

實(shí)施時間是否象媒體報道的一樣，在“今年11月底前或年底前”呢?文件規(guī)定“以年度為周期”。我們可以有兩種理解：一種以自然時間即1月1日至12月31日為一個周期;另一種以上次煤電聯(lián)動為起始時間持續(xù)滿一年為一個周期。眾所周知，今年4月，國務(wù)院決定下調(diào)火電上網(wǎng)電價0.02元/千瓦時。按此推算，新一輪煤電聯(lián)動，應(yīng)該在2016年1月或4月。今年年底前的一段時間，主要是政府有關(guān)部門做好電價調(diào)整的前期準(zhǔn)備工作，如開展調(diào)查、測算幅度、聽取意見、討論方案等。因此，煤電聯(lián)動還是要依法有據(jù)，減少隨意性，更不宜成為國家宏觀調(diào)控、地方穩(wěn)增長的臨時工具。

二.關(guān)于與新電改進(jìn)度、價改意見對接的問題

煤電聯(lián)動政策始于2004年底。當(dāng)時，主要是為了緩解火電企業(yè)因煤炭價格上漲而采取的一項(xiàng)過渡性措施。為什么會產(chǎn)生煤電矛盾呢?其根源在于煤電管理體制、運(yùn)行機(jī)制的根本差異，是政府計劃體制與市場運(yùn)行機(jī)制的摩擦沖突，是政府、煤企、電企、用戶各方不斷搏弈的結(jié)果。盡管期間進(jìn)行了修改、調(diào)整，也推出了中國電煤價格指數(shù)，但必須符合近期國家價格機(jī)制改革的新精神。

1、要與新電改方案、價改意見相對接

今年3月15日，我國推出新電改方案。9號文把電價改革放在特別重要的位置，位列七大任務(wù)之首，要求電價機(jī)制改變“以政府定價為主”，“及時并合理”反映“用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度”，形成由市場決定電價的機(jī)制，構(gòu)建“多買多賣”的電力市場體系，以價格信號引導(dǎo)資源有效開發(fā)和合理利用。一句話，實(shí)現(xiàn)“交易公平，價格合理”。

10月12日，國家又發(fā)布了《關(guān)于推進(jìn)價格機(jī)制改革的若干意見》，要求“加快推進(jìn)能源價格市場化”，并確定了時間表，“到2017年，競爭性領(lǐng)域和環(huán)節(jié)價格基本放開”。“到2020年，市場決定價格機(jī)制基本完善”。具體到電價上，逐步減少交叉補(bǔ)貼，還原商品屬性。有序放開上網(wǎng)電價和公益性以外的銷售電價。單獨(dú)核定輸配電價。

可見，實(shí)施現(xiàn)有的煤電聯(lián)動政策，雖然有利于反映“用電成本”，但畢竟是臨時性干預(yù)措施，多少還有使“電價回歸政府定價、進(jìn)行宏觀調(diào)控、調(diào)節(jié)物價指數(shù)和產(chǎn)業(yè)利潤”的嫌疑，顯然與新電改方案、價改意見中“放開競爭性環(huán)節(jié)電價”、“建立主要由市場決定價格的機(jī)制”相違背。因此，確有必要在改革到位之前，“完善煤電價格聯(lián)動機(jī)制和標(biāo)桿電價體系”，使電力價格更好反映市場需求和成本變化。

2、要與新電改的試點(diǎn)推進(jìn)相銜接

時至今日，新電改已逾半年，國家發(fā)改委又陸續(xù)出臺了部分配套文件，在貴州、云南、內(nèi)蒙、寧夏等省區(qū)已進(jìn)入實(shí)操階段。這些省區(qū)已開展直接交易、市場化定價，縮減發(fā)用電計劃，探索建立電力市場，已實(shí)質(zhì)性突破現(xiàn)有的煤電聯(lián)動政策范疇，電價漲跌基于“協(xié)商定價”或“市場競價”，已經(jīng)反映了“用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度”，這種新的市場交易模式對電力企業(yè)、工商用戶、政府部門將帶來深刻影響。

例如，從2010年5月6日開始，蒙西電網(wǎng)進(jìn)行了建立電力多邊交易市場探索，體現(xiàn)了“增量市場、三方參與、雙向競爭、價差傳導(dǎo)、模式開放”等特點(diǎn)。5年累計完成交易電量1199.93億千瓦時，參與火電企業(yè)36戶，為冶金、化工等用電企業(yè)折價0.1-5.6分/千瓦時，平均2分/千瓦時。其中，2015年1-8月折價2.73分/千瓦時。

再如，貴州省經(jīng)信委組織電廠與大用戶進(jìn)行直供。2014年第一批定向直供合約20億千瓦時，讓價2分;第二輪簽約電量60億千瓦時，讓價3分。2015年將完成250億千瓦時，占市場份額18%，讓價3分-0.12元。

據(jù)最能反映電力市場化改革進(jìn)程的某全國性發(fā)電集團(tuán)統(tǒng)計，今年1-8月累計市場電量(直供電量、競價電量、其他交易電量)已占集團(tuán)全部發(fā)電量的11.3%，平均電價每千瓦時0.30元，比批復(fù)電價降低0.11元。可見，由于電力市場普遍過剩，部分省區(qū)、一些電廠無論是協(xié)商定價，還是市場競價，火電企業(yè)均出現(xiàn)幅度不小的降價，在試點(diǎn)省區(qū)和西南電力嚴(yán)重過剩區(qū)域表現(xiàn)得更加明顯，在實(shí)施煤電聯(lián)動政策時必須對火電“市場電量”部分予以剔除。隨著電改的不斷深入和市場化競價的推廣，現(xiàn)有的水、火電標(biāo)桿電價體系與煤電聯(lián)動模式，以及計劃電量體系將會根本性改變。

三.關(guān)于煤電聯(lián)動與電價結(jié)構(gòu)調(diào)整問題

2012年以來，火電上網(wǎng)電價進(jìn)行過三次下調(diào)。2013年10月，下調(diào)電價0.9-2.5分/千瓦時，以解決可再能源基金不足，彌補(bǔ)脫硝、除塵成本不足;2014年9月，為疏導(dǎo)脫硝、除塵、超低排放等環(huán)保電價的結(jié)構(gòu)性矛盾，下調(diào)電價0.93分/千瓦時。今年4月8日，國務(wù)院決定，為降低企業(yè)成本、穩(wěn)定市場預(yù)期、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，下調(diào)電價2分/千瓦時，工商業(yè)用電價格下調(diào)電價1.8分/千瓦時。

可見，三次調(diào)價均涉及電價結(jié)構(gòu)的調(diào)整，只是前兩次為了疏導(dǎo)環(huán)保電價、增加可再生能源補(bǔ)貼;第三次以煤電聯(lián)動名義，降低了工商業(yè)用電價格，客觀上起到減少交叉補(bǔ)貼，優(yōu)化電價結(jié)構(gòu)的作用。因此，本輪煤電聯(lián)動，降低火電上網(wǎng)電價作何打算，引起專家學(xué)者和電力企業(yè)的高度關(guān)注。

實(shí)施“綠色低碳”能源發(fā)展戰(zhàn)略，是我國積極應(yīng)對氣候變化的必然選擇。但是，我國清潔能源的發(fā)展還面臨多種因素的制約，大多數(shù)新能源企業(yè)盈利狀況都不理想：風(fēng)電棄風(fēng)限電嚴(yán)重，光電核心技術(shù)未突破、建設(shè)成本偏高;核電安全性受質(zhì)疑，占比偏低;氣電利用小時低，前景不明;水電開發(fā)轉(zhuǎn)移到落后偏遠(yuǎn)的滇藏川地區(qū)，造價暴漲。

受“優(yōu)質(zhì)資源，劣質(zhì)電”的質(zhì)疑，清潔能源(水電除外)電價普遍較高，隨機(jī)性、間歇性特征明顯，電網(wǎng)配套接納積極性并不高?；痣婋S著價格下調(diào)、煤炭的清潔高效利用以及超低排放改造，其經(jīng)濟(jì)性、穩(wěn)定性的優(yōu)勢更加明顯，環(huán)保問題不再突出，不排除短期內(nèi)傳統(tǒng)能源“逆替代”清潔能源的可能。我國可再生能源的補(bǔ)貼水平，較之德國等發(fā)達(dá)國家并不算高，今年補(bǔ)貼資金缺口300億元以上，且2016年1月起開始隨著發(fā)展規(guī)模的擴(kuò)大，逐年下調(diào)光伏及風(fēng)電標(biāo)桿電價。

鑒于以上情況，本輪煤電聯(lián)動，降低火電上網(wǎng)電價，建議繼續(xù)用于解決可再能源基金不足，提高新能源的補(bǔ)助標(biāo)準(zhǔn)，并適當(dāng)用于火電大規(guī)模實(shí)行超低排放改造的費(fèi)用補(bǔ)償。當(dāng)然，相應(yīng)降低工商業(yè)用戶電價也是一種選擇。

四.關(guān)于煤電聯(lián)動的綜合平衡與煤電行業(yè)發(fā)展問題

目前，發(fā)電行業(yè)已進(jìn)入2002年電改以來經(jīng)營業(yè)績“最好時期”，也處在一個新的更高的“歷史起點(diǎn)”。預(yù)計2015年五大發(fā)電集團(tuán)利潤有望達(dá)到1080億元，創(chuàng)電改13年來之最。但是冷靜思考，理性分析，2003-2007年發(fā)電行業(yè)基本是保本微利、勉強(qiáng)過日子;2008-2011年火電巨虧、“嚴(yán)寒四年”;2012-2015年，才轉(zhuǎn)折向好，進(jìn)入“黃金四年”。

發(fā)電行業(yè)之所以出現(xiàn)“嚴(yán)寒四年”還是“黃金四年”，固然有多種因素，但與煤電產(chǎn)業(yè)運(yùn)行機(jī)制的差異、煤電聯(lián)動政策的“滯后”、“不到位”有相當(dāng)關(guān)系。

1、2008年

電煤價格暴漲，煤電矛盾大爆發(fā)，火電出現(xiàn)了歷史上第一次全行業(yè)虧損;

2、2009年

出現(xiàn)曠日持久的“煤電頂牛”事件

3、2010-2011年

全國出現(xiàn)局部“電荒”和火電停機(jī)檢修并存現(xiàn)象，煤企紛紛通過收購兼并進(jìn)入電力行業(yè)。

五大發(fā)電集團(tuán)火電板塊連虧4年，累計虧損達(dá)921億元，在央企板塊中“墊底”。當(dāng)時整個發(fā)電行業(yè)負(fù)債高企、風(fēng)險增大，可持續(xù)發(fā)展能力嚴(yán)重削弱，表現(xiàn)為“生存難，發(fā)展難，不能實(shí)現(xiàn)良性循環(huán)”。據(jù)統(tǒng)計，2004-2011年，我國煤價累計上漲幅度超過200%，而上網(wǎng)電價漲幅不到40%，期間對應(yīng)的煤電聯(lián)動歷史欠帳每千瓦時約7-9分。當(dāng)然，2012年煤炭市場反轉(zhuǎn)以來，煤電聯(lián)動也沒有完全到位。與此同時，煤炭企業(yè)告別了“黃金十年”，隨即進(jìn)入全行業(yè)虧損局面。

通過煤電矛盾的歷史考察，不難發(fā)現(xiàn)：由于政策市場環(huán)境急劇變化，國家一些改革政策不配套，以及煤電雙方的激烈搏弈，煤電產(chǎn)業(yè)大起大落，多次出現(xiàn)“一方暴利，另一方巨虧”的現(xiàn)象，對安全可靠、長期穩(wěn)定的能源供應(yīng)以及國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展造成了不利影響。

因此，實(shí)施新一輪煤電聯(lián)動要吸取歷史教訓(xùn)，統(tǒng)籌考慮、綜合平衡。一是要考慮我國經(jīng)濟(jì)進(jìn)入新常態(tài)后，企業(yè)轉(zhuǎn)型升級、經(jīng)濟(jì)穩(wěn)增長的需要;二是要考慮建設(shè)清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系，實(shí)現(xiàn)“兩個替代”，建設(shè)生態(tài)文明、打造美麗中國的需要;三是要考慮煤電行業(yè)出現(xiàn)的新情況、新問題，如產(chǎn)能過剩、需求下滑、盈虧分化、負(fù)債率偏高、環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)更加嚴(yán)厲、發(fā)展前景不明、市場化改革力度加大等因素，著力構(gòu)建“和諧共存、協(xié)調(diào)發(fā)展”的煤電產(chǎn)業(yè)新格局。

中國非常規(guī)油氣產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟與中國能源網(wǎng)研究中心將于2015年12月10日在北京舉辦“2015非常規(guī)油氣合作伙伴峰會暨非常規(guī)油氣產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟年會”，詳情請點(diǎn)擊
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