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

臨近2015年歲末，一個重磅消息——“今年11月底前或年底前，將實施煤電聯動，火電上網電價全國平均下調3分/千瓦時，縮減發電行業利潤約1263億元”，被媒體傳得紛紛揚揚，引起了電力、煤炭等業內外的廣泛關注。其實，作為電力人士，對新一輪煤電聯動已有心理預期，知道發生將“不可避免”。但冷靜思考之后，面對新常態、新電改、新的煤電形勢，還是希望國家有關部門實施時能做到依法有據、統籌兼顧、科學合理。

一.煤電聯動實施時間或為2016年1月或4月

2012年12月25日，國務院發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》(國辦發〔2012〕57號)，明確“繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消化煤價波動的比例由30%調整為10%。”

今年9月23日，環渤海5500大卡動力煤價格繼去年“破五”之后，又跌破400元大關，10月27日報收于380元，創了年內新低。盡管電煤價格的波幅在全國各省區差異很大，但下水煤確實觸動了煤電聯動條件。

實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動為起始時間持續滿一年為一個周期。眾所周知，今年4月，國務院決定下調火電上網電價0.02元/千瓦時。按此推算，新一輪煤電聯動，應該在2016年1月或4月。今年年底前的一段時間，主要是政府有關部門做好電價調整的前期準備工作，如開展調查、測算幅度、聽取意見、討論方案等。因此，煤電聯動還是要依法有據，減少隨意性，更不宜成為國家宏觀調控、地方穩增長的臨時工具。

二.關于與新電改進度、價改意見對接的問題

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

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，位列七大任務之首，要求電價機制改變“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制，構建“多買多賣”的電力市場體系，以價格信號引導資源有效開發和合理利用。一句話，實現“交易公平，價格合理”。

10月12日，國家又發布了《關于推進價格機制改革的若干意見》，要求“加快推進能源價格市場化”，并確定了時間表，“到2017年，競爭性領域和環節價格基本放開”。“到2020年，市場決定價格機制基本完善”。具體到電價上，逐步減少交叉補貼，還原商品屬性。有序放開上網電價和公益性以外的銷售電價。單獨核定輸配電價。

可見，實施現有的煤電聯動政策，雖然有利于反映“用電成本”，但畢竟是臨時性干預措施，多少還有使“電價回歸政府定價、進行宏觀調控、調節物價指數和產業利潤”的嫌疑，顯然與新電改方案、價改意見中“放開競爭性環節電價”、“建立主要由市場決定價格的機制”相違背。因此，確有必要在改革到位之前，“完善煤電價格聯動機制和標桿電價體系”，使電力價格更好反映市場需求和成本變化。

2、要與新電改的試點推進相銜接

時至今日，新電改已逾半年，國家發改委又陸續出臺了部分配套文件，在貴州、云南、內蒙、寧夏等省區已進入實操階段。這些省區已開展直接交易、市場化定價，縮減發用電計劃，探索建立電力市場，已實質性突破現有的煤電聯動政策范疇，電價漲跌基于“協商定價”或“市場競價”，已經反映了“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、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，蒙西電網進行了建立電力多邊交易市場探索，體現了“增量市場、三方參與、雙向競爭、價差傳導、模式開放”等特點。5年累計完成交易電量1199.93億千瓦時，參與火電企業36戶，為冶金、化工等用電企業折價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，貴州省經信委組織電廠與大用戶進行直供。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。

據最能反映電力市場化改革進程的某全國性發電集團統計，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)已占集團全部發電量的11.3%，平均電價每千瓦時0.30元，比批復電價降低0.11元。可見，由于電力市場普遍過剩，部分省區、一些電廠無論是協商定價，還是市場競價，火電企業均出現幅度不小的降價，在試點省區和西南電力嚴重過剩區域表現得更加明顯，在實施煤電聯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，現有的水、火電標桿電價體系與煤電聯動模式，以及計劃電量體系將會根本性改變。

三.關于煤電聯動與電價結構調整問題

2012年以來，火電上網電價進行過三次下調。2013年10月，下調電價0.9-2.5分/千瓦時，以解決可再能源基金不足，彌補脫硝、除塵成本不足;2014年9月，為疏導脫硝、除塵、超低排放等環保電價的結構性矛盾，下調電價0.93分/千瓦時。今年4月8日，國務院決定，為降低企業成本、穩定市場預期、促進經濟增長、調整產業結構，下調電價2分/千瓦時，工商業用電價格下調電價1.8分/千瓦時。

可見，三次調價均涉及電價結構的調整，只是前兩次為了疏導環保電價、增加可再生能源補貼;第三次以煤電聯動名義，降低了工商業用電價格，客觀上起到減少交叉補貼，優化電價結構的作用。因此，本輪煤電聯動，降低火電上網電價作何打算，引起專家學者和電力企業的高度關注。

實施“綠色低碳”能源發展戰略，是我國積極應對氣候變化的必然選擇。但是，我國清潔能源的發展還面臨多種因素的制約，大多數新能源企業盈利狀況都不理想：風電棄風限電嚴重，光電核心技術未突破、建設成本偏高;核電安全性受質疑，占比偏低;氣電利用小時低，前景不明;水電開發轉移到落后偏遠的滇藏川地區，造價暴漲。

受“優質資源，劣質電”的質疑，清潔能源(水電除外)電價普遍較高，隨機性、間歇性特征明顯，電網配套接納積極性并不高。火電隨著價格下調、煤炭的清潔高效利用以及超低排放改造，其經濟性、穩定性的優勢更加明顯，環保問題不再突出，不排除短期內傳統能源“逆替代”清潔能源的可能。我國可再生能源的補貼水平，較之德國等發達國家并不算高，今年補貼資金缺口300億元以上，且2016年1月起開始隨著發展規模的擴大，逐年下調光伏及風電標桿電價。

鑒于以上情況，本輪煤電聯動，降低火電上網電價，建議繼續用于解決可再能源基金不足，提高新能源的補助標準，并適當用于火電大規模實行超低排放改造的費用補償。當然，相應降低工商業用戶電價也是一種選擇。

四.關于煤電聯動的綜合平衡與煤電行業發展問題

目前，發電行業已進入2002年電改以來經營業績“最好時期”，也處在一個新的更高的“歷史起點”。預計2015年五大發電集團利潤有望達到1080億元，創電改13年來之最。但是冷靜思考，理性分析，2003-2007年發電行業基本是保本微利、勉強過日子;2008-2011年火電巨虧、“嚴寒四年”;2012-2015年，才轉折向好，進入“黃金四年”。

發電行業之所以出現“嚴寒四年”還是“黃金四年”，固然有多種因素，但與煤電產業運行機制的差異、煤電聯動政策的“滯后”、“不到位”有相當關系。

1、2008年

電煤價格暴漲，煤電矛盾大爆發，火電出現了歷史上第一次全行業虧損;

2、2009年

出現曠日持久的“煤電頂牛”事件

3、2010-2011年

全國出現局部“電荒”和火電停機檢修并存現象，煤企紛紛通過收購兼并進入電力行業。

五大發電集團火電板塊連虧4年，累計虧損達921億元，在央企板塊中“墊底”。當時整個發電行業負債高企、風險增大，可持續發展能力嚴重削弱，表現為“生存難，發展難，不能實現良性循環”。據統計，2004-2011年，我國煤價累計上漲幅度超過200%，而上網電價漲幅不到40%，期間對應的煤電聯動歷史欠帳每千瓦時約7-9分。當然，2012年煤炭市場反轉以來，煤電聯動也沒有完全到位。與此同時，煤炭企業告別了“黃金十年”，隨即進入全行業虧損局面。

通過煤電矛盾的歷史考察，不難發現：由于政策市場環境急劇變化，國家一些改革政策不配套，以及煤電雙方的激烈搏弈，煤電產業大起大落，多次出現“一方暴利，另一方巨虧”的現象，對安全可靠、長期穩定的能源供應以及國民經濟發展造成了不利影響。

因此，實施新一輪煤電聯動要吸取歷史教訓，統籌考慮、綜合平衡。一是要考慮我國經濟進入新常態后，企業轉型升級、經濟穩增長的需要;二是要考慮建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系，實現“兩個替代”，建設生態文明、打造美麗中國的需要;三是要考慮煤電行業出現的新情況、新問題，如產能過剩、需求下滑、盈虧分化、負債率偏高、環保標準更加嚴厲、發展前景不明、市場化改革力度加大等因素，著力構建“和諧共存、協調發展”的煤電產業新格局。