煤电联动难解煤、电矛盾

2018-01-15 14:04:34 中国能源报　点击量：评论 (0)

随着2018年的到来，煤电企业又有了涨价的盼头——煤电联动。按照新煤电联动机制，每年1月1日是煤电联动机制启动的时间节点。2017年煤价持续

随着2018年的到来，煤电企业又有了涨价的“盼头”——煤电联动。按照新煤电联动机制，每年1月1日是煤电联动机制启动的时间节点。2017年煤价持续处于高位，各机构已纷纷开始预测新一轮煤电联动该如何分配涨价空间。但笔者认为，在行政调控与行业变革并行的环境下，现有煤电联动机制对价格与煤电矛盾的调节，都已十分无力。

煤电联动机制规定，“电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价”。这意味着，只要这个基准不变，煤电联动总要以2014年的煤电供求关系反映出的价格作为调整依据。诚然，2014年的煤价波动相对平稳，全年电煤指数峰谷值相差约70元/吨。但近年来，煤炭行业大力度“去产能”，煤电企业经历过度建设与电力体制改革，国家经济结构亦在持续变化，煤与电、两者与下游产业的关系，早已不是2014年的基准价格所能反映的了。

2017年前11个月，中国电煤价格指数的均值为514.15元/吨，较基准值2014年的444.44元/吨上涨将近70元/吨；2018年全国能源工作会议公布的数据显示，2017年平均供电煤耗达到312克/千瓦时。以全国均值计算，2018年标杆上网电价应较2014年基准电价上调1.7分/千瓦时。结合2016年初的电价下调与2017年7月份的电价上涨，今年煤电联动的电价上涨空间在3分/千瓦时以上。电价一下涨这么多，合理吗？

按照现行规则和数据计算，今年启动煤电联动毫无争议。但现在的煤电联动机制，是否还能胜任“适应煤炭电力市场形势变化，促进煤炭电力行业健康协调发展”的职责？如果严格按照规则实施，3分左右的度电成本将有很大部分被加到电力用户身上，对我国经济发展的影响不容忽视；若是电价上涨幅度大打折扣，煤电联动机制的意义又该如何体现？

2017年初，国家发改委表示，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。“由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分钱时，当年不调整。”

而实际上，尽管2016年下半年煤炭价格迅速攀升，但2016年中国电煤价格指数仅为380.9元/吨，较基准煤价444元/吨降幅超过60元/吨，应较2014年基准电价下调1.3分/千瓦时。由于2016年初新煤电联动机制首次生效，燃煤标杆上网电价曾下调3分/千瓦时，故2017年相较2016年上网电价的涨幅应在1.7分/千瓦时。

2017年不启动煤电联动，不是因为煤价，而是因为我国经济正处于“新常态”的大背景。工商业用户刚刚“减负”，过剩产能尚未“重生”，煤电联动想要启动，实在缺乏经济基础。2017年，我国经济形势开始稳中向好，但电价负担仍是“不可承受之重”，煤电联动或许仍然难动。

煤电联动解决不了煤电矛盾，其过长的调整周期、相对稳定的基准值，与快速推进的改革步伐、多变的市场环境相比，显得有些“不赶趟”。中国电煤指数并不能真实有效反映市场供求关系，一年一度的调整也远没有其他行政命令来得迅速。电力市场化交易持续推进，计划电量占比都在减少，标杆电价的意义也越来越弱。

根据中电联统计，2017年前三季度市场化交易电量占到电网销售电量的31.3%，广东省政府更宣称，2020年电力市场交易电量占广东省内电量比例不低于60%。如果市场化发电量取代计划电量成为“大部头”，标杆电价就不过是电厂参与市场竞争的筹码。

当然，计划电量目前仍占多数。煤电联动是否启动，或许要等到3、4月份再见分晓，若是煤电联动启动，煤电企业又可以多缓口气，若是“暂不启动”，煤电企业也应认识到，电力市场化已成定局，标杆电价上调这根“救命稻草”，早晚也是靠不住的。