煤电联动-煤电联动滞后于煤价波动五大发电煤电板块利润由正转负

北极星火力发电网讯:跟随煤价的上涨，发电企业再次承压。

“假如说2003年初至2010年期间的上一轮煤电抵触影响比较大的是发电企业，2011年末连续至今的这一轮煤电抵触则是广大工商企业。” 中国国际经济交流中心特约研究员范必对21世纪经济报道记者（以下简称《21世纪》）分析。

范必解释，这一轮煤电抵触出现了新的特色。电网企业效益获得保障；发电企业上网电价没办法体现燃料本钱的变化，企业效益跟随煤价动摇而动摇；下流工商企业用电本钱居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。

范必建议，能够大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，慢慢撤消煤电联动，尽快构成“多买多卖”的电力市场格式。

煤电联动滞后于煤价动摇

《21世纪》：五大电力集团煤电板块利润从今年9月由正转负，10月损失额扩展至26亿元。同比下降63%。你以为这是什么缘由形成的？

范必：缘由在于煤电联动滞后于煤价动摇。煤电抵触是我国煤电关系中的老问题，最新一轮的煤电抵触起于2011年年末，至今仍未根本清除。

为了分析煤价与电价的关系，我们假设将山西的火电送到北京，看一看它们在本轮煤价动摇中的轨迹。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤平均价钱为855元/吨。以后出现断崖式下跌，2015年11-12月为370元/吨，跌幅达56.7%。近半年又有所上升，2016年10月底为600元/吨。

当电煤价钱处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京普通工商业电价（1千伏以下峰电）为1.194元/千瓦时。在电煤价钱开始大幅下跌后很长一段时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价，而是提升了电价。山西火电上网电价在2011年12月-2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦；北京普通工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。

今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，普通工商业电价下降超过4分/千瓦时，减轻工商企业累赘470亿元左右，成为供应侧构造性改革“降本钱”的一个亮点。然而，这两次调价降幅有限，且降价范围没有笼罩一切电价种别和一切地区，包含北京在内，如今全国大部分地区工商企业的用电本钱仍处于历史高点。

与此同时，售电和购电的价差却陆续扩展。假设山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩展到2016年10月的1.0797元。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比重从2011年的69%提升到2016年的77%。

这些情形说明，在这一轮煤电抵触中，电网企业效益获得保障；发电企业上网电价没办法体现燃料本钱的变化，企业效益跟随煤价动摇而动摇；下流工商企业用电本钱居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。假如说上一轮煤电抵触影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。

《21世纪》：出现2011年以来的这一轮煤电抵触的缘由是什么？

范必：这主要源于我国对电价和电量的筹划管理。我国价钱主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价，依照煤电联动的原则进行调整。这是一种模仿市场的定价方法。有关部门依据统计的煤价动摇情形，每隔一个周期在全国一致调整一次电价。因为各地的电煤和电力供求情形千差万别，一次调价的幅度常常很难化解一切抵触。历次煤电联动又存在显著的滞后性、被动性，常常使供求抵触越积越多，直到构成全局性的影响。

同时，各地经济运转主管部门向发电企业分配发电量筹划，筹划内发电量依照国家规定的电价上网，超过部分则要低价上网。

在筹划电价和筹划电量的两重管束下，电力企业没办法依据用煤本钱和电力供需情形自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电抵触中，不管煤价涨与跌，工商业电价一直坚持在高位。

“调价和改革”左右开弓

《21世纪》：如何化解煤电抵触？

范必：关键是让市场说了算。在如今没有整体完成电力市场化改革任务的情形下，要使广大工商企业坚持合理的用电本钱，需求从调价和改革两方面采用办法。

第一，下降工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间，错过了降电价的最好机会。虽然如此，降价仍有空间。2016年10月31日，秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表示，这一时点上我国大部分地区普通工商业电价，比一样历史煤价时的电价凌驾0.15-0.2元/千瓦时。假如将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算，这将减轻企业本钱6000亿-8000亿元。

第二，大幅度扩展电力直接交易和市场化定价的比重。从最近几年来电力直接交易试点情形看，加入交易的电力大用户用电本钱广泛下降。如今，能够大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，慢慢撤消煤电联动，尽快构成“多买多卖”的电力市场格式。

目前各地在推动电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量筹划中扣除，影响了发电企业的好处。下一步应该按《关于进一步深化电力体制改革的若干看法》和《关于有序摊开用电筹划的实行看法》的请求，下决心撤消各地自行制定的发用电筹划，从而削减政府部门对企业售电和用电举动的行政干涉，也为电力直接交易扫清障碍。

第三，抓紧推动输配电价钱改革。发电和用电企业自主定价后，过网费实施输配电价是下降电力交易本钱的关键。如今，国家已在18个省级电网和1个区域电网展开了输配电价改革试点，有关部门原筹划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，应该加速在全国审定和实施输配电价的过程；严厉监管电网企业新建项目，削减不用要的建设支出，避免输配电价定得太高；增强对输配电本钱监管，撤消穿插补助，将电网企业内部各类穿插补助由“暗补”改成“明补”；加速电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而慢慢退出购电和售电主体。

原题目:“调价和改革”左右开弓化解新煤电抵触

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