顺电价 降成本 化解新煤电矛盾

摘要：我国工商企业用电成本居高不下，很大程度上源于电价调整滞后于电煤价格变化。本轮煤价断崖式下降以来，我们正在逐步失去降低工商企业用电成本的机会。当前亟需降低电价，扩大电力需求。同时加快电力体制改革步伐，扩大电力直接交易比重，依靠市场机制理顺煤电价格关系，从根本上解决新一轮煤电矛盾。

降低企业用能成本，是2016年政府工作报告中确定的供给侧改革中“降成本”的重要任务之一。盘点一年来的工作，国家两次下调电价，在减轻企业用电负担方面发挥了一定作用。但要看到，当前电价还难以反映一次能源变化的状况，全国工商企业用电成本仍然偏高的问题仍很突出。

​煤电联动滞后于煤价波动

​煤电矛盾是我国煤电关系中的老问题。(见图1)上一轮煤电矛盾爆发在2003年初至2010年期间。以2008年金融危机为界，前期电煤价格快速大幅上涨，而火电上网电价和销售电价涨幅不大，发电企业亏损严重。金融危机后，电力需求增速放缓，电煤价格下降，发电企业才逐步消化了煤价上涨的压力。

图1：“电煤-电价”走势图

本轮煤电矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。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波动中的轨迹。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤平均价格为855元/吨。之后出现断崖式下跌，2015年11-12月为370元/吨，跌幅达56.7%。近半年又有所回升，2016年10月底为600元/吨。

当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价(1千伏以下峰电)为1.194元/千瓦时。在电煤价格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，而是提高了电价。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;北京一般工商业电价从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，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧改革“降成本”的一个亮点。但是，这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内，目前全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。

与此同时，售电和购电的价差却不断扩大。假如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到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%提高到2016年的77%。

这些情况说明，在这一轮煤电矛盾中，电网企业效益得到保证;发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动;下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。如果说上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。

​电价调整滞后带来的问题

在本轮煤电矛盾中，电价调整滞后不利于发展实体经济和减缓经济下行压力：

一是影响企业经济效益。高用电成本成为我国企业提高经济效益的障碍之一。不仅重化工企业、制造企业和基础设施建设，不少高新技术企业也是耗电大户。IBM统计，能源成本一般占数据中心总运营成本的50%。工信部统计，我国数据中心总量已超40万个，年耗电量超过全社会用电量的1.5%。中电联统计，2015年互联网、大数据、云计算等新一代信息技术行业用电比上年增长了14%。

二是削弱制造业国际竞争力。目前，美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时，商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。据政府权威部门测算，我国工商业电价平均比美国高45%。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降，这一优势甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美转移。

三是不利于消纳电力产能。自2011年以来，全国60万千瓦及以上火电装机平均每年增长5600多万千瓦，但发电量增速却在零增长附近徘徊。平均发电利用小时数从2011年的4731小时，降到2015年的3969小时，今年还会继续下降。由于目前大部分地区的电价仍由国家制定，过剩的电力产能无法通过价格杠杆进行疏导。

四是抑制电力需求增长。如果用电比烧煤更有经济性，广大农村地区就可以更有效地推动以电代煤。我国工业化、城镇化进程尚未完成，2015年人均用电4142千瓦时，是OECD国家平均水平的45.4%、韩国和台湾的1/3。到本世纪中叶，我国要达到中等发达国家水平，电力需求仍有很大增长空间。释放这些潜在需求，需要电力保持合理、经济的价格水平。

​煤电矛盾形成机理

出现煤电矛盾的主要原因，是对电价和电量的计划管理。我国价格主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价，按照煤电联动的原则进行调整。这是一种模拟市场的定价方式。有关部门根据统计的煤价波动情况，每隔一个周期在全国统一调整一次电价。由于各地的电煤和电力供求情况千差万别，一次调价的幅度往往很难化解所有矛盾。历次煤电联动又存在明显的滞后性、被动性，往往使供求矛盾越积越多，直到形成全局性的影响。

同时，各地经济运行主管部门向发电企业分配发电量计划，计划内发电量按照国家规定的电价上网，超出部分则要低价上网。

在计划电价和计划电量的双重管制下，电力企业无法根据用煤成本和电力供需情况自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电矛盾中，无论煤价涨与跌，工商业电价始终保持在高位。

​理顺电价完善电力定价机制

化解煤电矛盾关键是让市场说了算。上一轮煤电矛盾中，一个重要的改革成果是，实现了电煤计划内与计划外并轨。但我们遗憾地看到，在这一轮煤电矛盾中，有关方面又在人为地调控煤炭价格和供求关系。在当前没有全面完成电力市场化改革任务的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，需要从调价和改革两方面采取措施。

第一，降低工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间，有关部门错过了降低电价的最佳时机。尽管如此，降价仍有空间。2016年10月31日，秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表明，这一时点上我国大部分地区一般工商业电价，比相同历史煤价时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。如果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，这将减轻企业成本6000-8000亿元。

第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。

现在各地在推进电力直接交易中，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计划中扣除，影响了发电企业的利益。下一步应当按照电力体制改革的要求，下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。

第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计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，应当加快在全国核定和执行输配电价的进程;严格监管电网企业新建项目，减少不必要的建设支出，防止输配电价定得过高;加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”;加快电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而逐步退出购电和售电主体。