陈宗法：构建煤电和谐场景还要落实哪些条件

“煤电顶牛”由来已久，根源在于市场煤和计划电交织下缺乏价格调整机制，无法向用户直接传导。特别是去年三、四季度，受多因素叠加影响，煤价大幅飙升，煤电全面亏损，导致缺煤限电，影响经济运行。进入2022年，煤电仍然面临煤价高位运行、企业持续亏损、能源保供压力大、安全隐患增加、改造任务艰巨、未来发展堪忧等问题。因此，如何有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格形成机制，实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，化解“煤电之忧”，推动煤企、电企、用户协调发展，成为近期煤炭行业、电力行业、工商企业以及国家有关部门、地方各级政府高度关注的焦点。

值得高兴的是，国家有关部门在缺煤限电、能源保供的关键时刻先后推出了两个重磅文件，去年10月的1439号文《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》与今年2月的303号文《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》。其核心精神为管控煤价与疏导电价并举，实现煤电合理比价、上下游协调发展。

具体内容为“两个明确”：一是明确煤价合理区间。秦皇岛港5500大卡下水煤基准价由以前的535元/吨上调至675元/吨，合理区间为570~770元/吨，并首次从“源头”明确了晋、陕、蒙三个重点产区的出矿环节价格区间，实现“上限保电、下限保煤”。二是明确合理区间内煤、电价格可以有效传导。在去年放开全部燃煤发电量上网电价，推动工商业用户全部进入市场的基础上，煤电企业可通过“基准价+上下浮动不超过20%”的电价机制传导煤价在合理区间内的变化，实现“区间对区间”。同时，为实现“稳预期、稳供应、稳经济”，提出了“三项保障措施”，即提升煤炭供需调节能力，强化市场预期管理，加强煤、电市场监管。

应该说，这两个文件犹如“及时雨”，抓住了“煤电顶牛”这个主要矛盾、“煤价失控”这个矛盾的主要方面，突破了连年“降低用能成本”的政策桎梏，以中长期煤、电交易为重点，运用行政、市场、法治等多种手段，围绕煤电产业链的体制机制作出系统性改革，构建了理顺煤电关系的逻辑框架与市场调控机制，堪称“仙人指路”，绘就“商业天堂”。可以预见，这对防止煤价大起大落，形成“能涨能跌”的市场化电价机制，缓解煤电企业“入不敷出”以及“生存难、改造难、发展难、保供难”，恢复正常经营，实现可持续发展将起到重要作用。

但是，不折不扣落地是关键。平心而论，实现国家构想的煤电和谐共存、协调发展的“理想场景”，落实上述煤电矛盾的“破解良策”，仍然面临许多不确定因素和不同利益主体的博弈，对政府监管能力和水平也提出了新的更高要求，迫切需要我们总结经验教训、遵循经济规律、落实边界条件、实现市场对接、加强市场监管。

总结经验教训，坚守煤电联动，

回归“合理电价”

去年之所以缺煤限电，根本原因是煤电矛盾始终没有得到有效治理，上下游的体制机制没有彻底理顺，与“十三五”实施煤炭去产能、降低用能成本、取消煤电联动、工商业电价“只降不升”等政策有关系。

多年来的实践证明，无论是起始的“燃运加价”，还是后来的“煤电联动”，既体现了煤电作为一次能源煤炭的“转化”载体，不同于风光电等可再生能源；也是遵循价值规律、理顺煤电关系的一把“金钥匙”。因为“煤”熔在“电”里，成本是价格的有机构成，煤电联动是一种“长在身上”的内在机制。这就像人渴了要喝水、饿了要吃饭的生理现象一样，是不能被忽视取消的。

但是，“十三五”期间，出于经济稳增长的需要，电价成了宏观调控的一种手段。煤电联动政策在实际执行中，不是不及时、不到位，就是被搁置、被取消，成了“镜中花”“水中月”。2020年起停止煤电联动，煤电价格由标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。原本以为取消煤电联动是关上“一扇窗”，新的市场定价机制是打开“一道门”，但文件规定的却是当年“不上浮”，确保工商业电价“只降不升”，下一年电价才能“上浮10%、下浮15%”。

同时期煤炭供需情况如何呢？随着“煤炭去产能”10亿吨政策的推进、落实，煤矿减少，单产提高，区域集中，运距变长，电煤应急调运难。而且，从2016年下半年开始，电煤供应日趋紧张，煤价一路走高，煤电企业燃料成本大幅上升、亏损面不断扩大。结果是“救起煤炭、伤及电力”。
“降低用能成本”政策又贯穿整个“十三五”,实际演变为单一降电价，而且政府、市场双管齐下，力度之大史上罕见，这完全与2015年中共中央、国务院新电改9号文确定的“合理电价”目标相悖。通过有形之手，2016年起煤电标杆电价净降2分/千瓦时，又通过电改市场化交易，连年降价让利。一般工商业电价在2018、2019年各降10%的基础上，2020年再降5%。据统计，五大发电集团的入炉综合标煤单价2021年达到了961元/吨，比2015年481元/吨提高了93%，而同期的平均上网电价不仅没有增加，反而下降了0.8%。

上述政策确实一时刺激了经济增长，但造成电力与煤炭、油气比价关系严重扭曲、能源供应链断裂、煤电矛盾大爆发，对电力行业特别是煤电造成了不小的冲击，也给去年的缺煤限电留下了严重的隐患，最终影响了经济增长与社会稳定。因此，我们亟需从缺煤限电事件中总结经验教训，遵循经济规律，校正方位再出发。

一是要贯彻系统原则，综合平衡，协调发展。制定规划、出台政策、推出方案，我们不能单打独斗、顾此失彼，“政出多门、各管一摊”“管安全、管发展，不管经营、不管盈亏”；既要从“风光水火储”“源网荷储用”一体化出发，也要从煤电上下游产业链出发，更要从“煤电油气运”“能源产供储销”出发进行前瞻性谋划和整体布局，防止畸轻畸重、巨盈巨亏、缺煤限电、临时应急、行政施压现象的发生，实现“保障用能、能源转型、经济发展”的有机统一。

二是要遵循经济规律，反映能源市场供需变化，建立公平有效的价格传导机制。缺煤限电事件至少带给我们一些启示，从保障能源安全、国民经济发展的高度，遵循经济规律和电力运行规律，还原电力商品、电力企业属性，发挥电价、补贴、信贷、税收、投资回报率等经济杠杆作用，增强电力企业的投融资功能与可持续发展能力。特别要对前述“十三五”的一系列煤电政策进行重新评估，对煤电矛盾及其带来的影响要有深刻的认识，对煤电关系的处理要符合煤、电市场的运行规律，对煤电联动机制要在长期坚守中创新、完善，对新电改确定的“合理电价”目标要有理性回归，让能源企业与社会成员公平承担国际通胀、能源转型、电力保供应付出的代价。

近期推出的两个重磅文件，正是对上述方面进行了校正、完善以及新的探索，以避免造成能源电力危机、经济社会系统性风险。

落实边界条件，实现煤、电两个市场对接，

理顺比价关系

近期303号文一出，一些媒体纷纷乐观报道，“煤电顶牛”迎来破题良策，“煤电顶牛”有解了。如前所述，此文确实有利于缓解煤电矛盾，构想了煤电“和谐共存、协调发展”的理想场景，但由于煤、电市场特点不同，情势复杂、变化快捷，实际落实困难不小。

煤炭市场“野性足”，有效管控煤价难

煤炭市场改革早、市场化程度高，是一个国内、国际交融的市场，是一个煤、油、气可以互相替代又互相影响的市场，也是一个易受气候、环境、疫情、战争、供求关系、地缘政治、能源政策等多种因素影响、价格波动起伏明显、政府不易管控的市场。

2016年开始，我国推进长协煤签订工作，执行“基准价+浮动价”的定价机制，确定下水煤基准价为535元/吨，国家要求稳定在500~570元/吨的绿色区间。但实际执行的结果，绿色区间屡屡被突破，长协煤合同兑现率也不高。特别是去年煤炭市场出现了罕见的“煤超疯”现象。无论是煤炭价格指数，还是燃煤电厂入炉综合标煤单价，都创历史新高。代表性的秦皇岛5500大卡动力煤价犹如“脱缰的野马”，一路飙升，冲高到2600元/吨；去年五大发电集团入炉综合标煤单价高达961元，大涨50%。尽管随着国家保供稳价措施的落实，岁末年初煤价有所回落，但仍上了一个新台阶，且受到动荡的国际环境和国内煤炭需求影响，要把煤价控制在570~770元/吨区间内合理浮动，难度可想而知。

电力市场平衡稳定，有效传导成本不易

电力市场基本上是一个多层次、多环节、交易复杂、影响广泛的国内市场，而且是一个正在改革、市场化程度并不高的新兴市场。目前市场主体、市场规模、电价机制以及交易的规则、品种、方式、范围都在发展变化，下一步将继续深化市场化改革，健全多层次统一电力市场体系，完善中长期市场、现货市场、辅助服务市场，探索建立容量市场，开展省内交易、省间交易、跨区域交易以及绿电交易。

当然，电力市场也是一个供求总体平衡、国家严格管控、电价变化相对稳定的市场。尽管我国取消了煤电联动政策，推出煤电市场化价格机制，电价随燃料成本和供求关系变化“能涨能跌”，但为了实现“六稳”“六保”，我国不会允许出现严重的电力短缺，也不会让市场主体操控市场，像西方纯市场经济国家一样出现电价狂飙现象。国家对电价的上浮比例进行了20%的严格限制，对新能源要求“平价上网”。同时，一直保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。

2015年新电改以来，我国电力市场总体供需平衡甚至过剩，煤电的市场交易价格始终低于标杆电价，工商用户一直分享电改红利。2021年缺煤限电发生，在国家强力干预下电价才有所突破，允许电价上浮20%，但实际在各地落实起来很难，平均只传导了16.6%，导致全国煤电企业亏损面超过80%、亏损额超过3000亿元。与之形成鲜明对比的是，欧洲多国受天然气价格上涨等因素影响，去年电价涨幅超过200%。

落实边界条件，实现“基准对基准，区间对区间”

为理顺煤电比价关系，实现煤电企业扭亏为盈，促进煤电产业协调发展，必须要千方百计落实下列边界条件。

煤炭行业。有序释放煤炭先进产能，煤炭自给率超过90%，日产量稳定在1200万吨以上，煤炭市场供应保持总体宽松；秦皇岛港5500大卡下水煤中长期交易基准价执行675元/吨，控制在570~770元/吨区间内合理浮动，晋、陕、蒙三个重点产区严格执行出矿环节的价格区间。

电力行业。电力市场供需基本平衡，煤机利用小时大致稳定在4300小时左右；煤电上网电价上下浮动比例不超过20%；电力中长期交易电量达到90%；视市场变化能灵活采购自产煤、进口煤、市场煤平抑煤价。

政府部门。保障煤炭产能合理充裕，建立政府可调度煤炭储备；健全成本调查和价格监测制度，规范煤炭价格指数编制发布行为；严禁对合理区间内的煤、电价格进行不当干预；当煤价超出合理区间，动用储备、增加产能、依法监管，引导煤价回归；加强煤、电中长期合同履约监管，强化期现货市场联动监管和反垄断监管，及时查处价格违法违规行为。

煤电双方。发电供热用煤中长期合同100%全覆盖。供需企业要每月线上报送合同履行情况，保证合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。

电力用户。在电力中长期交易合同中明确上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩条款；接受煤电上网电价上下浮动不超过20%，高耗能企业不受此限。

可见，落实上述边界条件涉及内容多、变化快，而且主体不同、存在利益博弈，要实现煤、电市场有效对接难度很大。今年2、3月，由于能源保供、复工复产，国内煤炭需求增加；再加俄乌战争影响，国际煤油气价飙升，国内煤价与国际煤价迅速出现“倒挂”，煤电企业不得不减少采购进口煤，转向国内北方港，导致下水煤供应紧张、煤价反弹。近日，秦皇岛港5500大卡下水煤实际成交价已突破1700元/吨。二季度，随着供热季结束、水电出力增加以及长协煤合同签订工作的推进，煤价能否回落仍需观察。据了解，今年煤电电价上浮20%总体进展基本顺利，但也有7个省区还没有完全落实，有的不上浮、有的打折扣，影响煤电减亏扭亏。

近年来，国内各省煤电企业基准电价在0.3~0.45元/千瓦时，平均约为0.38元/千瓦时，这对应的是过去535元/吨下水煤基准价。今年初，国家根据煤价上了一个新平台的实际情况，对煤炭基准价调增为675元/吨。为体现公平对等原则，消除煤电历史亏损，应对不确定因素的影响，稳固煤电企业收益，建议国家在适当时机，相应提高平均燃煤基准电价到0.45元/千瓦时，并与新能源定价机制解耦，电价上下浮动20%的比例仍不变，实现“基准对基准，区间对区间”，以充分发挥煤电兜底保供、系统调节、安全备用的作用。