9月26日，李克強主持召開國務院常務會議指出，為落實黨中央、國務院深化電力體制改革部署，加快以改革的辦法推進建立市場化電價形成機制，會議決定，抓住當前燃煤發電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網電價的時機，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。同時，居民、農業等民生范疇用電繼續執行現行目錄電價，確保穩定。

（來源；微信公眾號“電聯新媒” 作者：王鵬）

 

我國以煤為主的發電格局由來已久。一次能源煤炭和二次能源電力，在中國經濟社會發展中歷史地位的變化，以及體制性改革節奏的不同步，使得煤電問題乃至煤電價格矛盾如影隨形。

 

從新中國建立70年、改革開放逾40年的歷史視角看，煤電價格聯動政策應形勢之需而生，在困境中存續15年，實屬不易。全生命周期地審視煤電價格聯動機制，有利于電力市場建設理論的總結完善；客觀認識新的“基準價+上下浮動”機制及其挑戰，有利于電力體制改革的進一步深化。

 

 

新中國成立后到改革開放前，配合國民經濟的恢復和產業結構調整，能源工業的價格一直處于比較低的水平。1953年全國原煤出廠價格每噸是11.10元，到1971年為17.13元；同時期全國平均電價為每千瓦時0.06416元和0.06596元。

 

改革開放后國家對煤炭價格做了多次大幅度提高。1979年經黨中央批準煤炭價格每噸提高5元至23元。為實現小平同志提出的到2000年人均國民生產總值達到1000美元的目標，國家提出能源、交通要先行。在鼓勵煤炭增產，實行增產加價、投入產出總承包等措施下，1985年全國煤炭綜合平均價格漲至每噸31元，1991年漲至75元。

 

作為煤炭下游的電力工業，計劃體制下燃料加價、納入成本順理成章。1985年的國發72號文件《批轉國家經委等部門<關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定>的通知》對煤電價格傳導明確指出，用國家分配的加價燃料所發電量，增加的燃料費用納入成本，并相應提高售電價格；允許電網自行組織議價燃料多發電，對這部分電量，電可加收燃料附加費；電網可以組織用戶自籌燃料，由電網組織有關電廠多發電，電網統一收取合理的加工費。前述提及的煤價上調后的1980年和1986年，全國平均電價為每千瓦時0.06594元和0.07526元。

 

1993年國務院批準逐步放開煤炭價格，中國歷史性地出現了“煤炭市場”，當年的煤炭平均出廠價格100元以上，此后煤炭價格不斷上漲。這一時期，電力行業的價格仍嚴格由國家管控，應對煤炭價格變化的主要措施就是被動跟隨調價。比如：

 

一是根據燃料、運輸調價和相繼放開等情況,能源部、國家物價局對電網1993年燃運加價相應實行用電加價的有關事宜進行了部署；

 

二是為部分補償燃料、運輸價格的上漲對電力成本的影響，國家計委、電力部《1997年電價調整方案有關問題的通知》（計價管437號）,調整了各地發電廠的上網電價、地方指導性電價，和銷售電價,各地上網電價調高幅度在每千瓦時0.69分-1.44分；

 

三是為解決煤炭漲價等因素對電價的影響，調節電力供求，《國家發展改革委關于調整電價的通知》（發改電[2003]124號）將全國省級及以上電網調度的燃煤機組上網電價一律提高每千瓦時0.7分錢（含稅），用以解決2003年、2004年煤炭價格上漲對發電成本增支的影響。

 

上網電價上調后，為疏導電網壓力，銷售電價緊接著調整。以河北省石家莊市的35千伏非普工業的電價為例，對應上述三個政策，當期的電價每千瓦時1994年為0.299元，1999年為0.48元，2004年為0.575元。

 

 

問題起源自2001年底我國加入WTO。為了進一步適應市場經濟不斷發展和完善的需要，國家在2002年取消電煤指導價，自此煤炭與電力行業直面相對，“計劃電”遭遇“市場煤”。

 

面對經濟運行中資源約束矛盾加劇,煤炭、電力供應緊張,價格矛盾突出的情形，為理順煤電價格關系,促進煤炭、電力行業全面、協調可持續發展,國務院批于2004年建立煤電價格聯動機制。

 

2004年12月25日，國家發展和改革委員會發布《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》(發改價格［2004］2909號)，提出按照“市場導向、機制協調、價格聯動、綜合調控”的思路，建立靈活的、能夠及時反映煤價變化的電價調整機制，按電網區域分價區實行煤電價格聯動。以電煤綜合出礦價格（車板價）為基礎，建立上網電價與煤炭價格聯動的公式；為促進電力企業降低成本、提高效率，電力企業要消化30%的煤價上漲因素；上網電價調整后，按照電網經營企業輸配電價保持相對穩定的原則，相應調整電網企業對用戶的銷售電價；在“主輔分離”前按照電網經營企業實際的電力購銷價差，作為煤電價格聯動的基礎；原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期；若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價。

 

2004年煤電價格聯動機制建立至2015年，國家共對燃煤標桿上網電價進行了12次調整，其中，2004～2011年的8年時間里分9次上調燃煤機組上網電價，累計上調幅度達到9.936分/千瓦時;2012～2015年的4年時間3次下調燃煤機組上網電價，累計下調幅度達到4.33分/千瓦時。12年間，煤電價格矛盾突出，多次觸發聯動條件，但僅僅在政策發布初期的2004年5月和2005年6月，較為清晰地執行過兩次向上調價的聯動政策，以及2015年4月氛圍寬松地執行一次向下調價的聯動政策。2004年5月上網電價上調2.30分/千瓦時、銷售電價上調2.52分/千瓦時；2005年6月上網電價上調1.174分/千瓦時、銷售電價上調2.494分/千瓦時；2015年4月上網電價下調2.00分/千瓦時、銷售電價下調1.80分/千瓦時。

 

為適應煤炭電力市場的形勢變化，促進煤炭電力行業健康協調發展，2015年12月31日，國家發展和改革委員會發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(發改價格［2015］3169號)。煤電價格聯動機制以年度為周期，以省（區、市）為單位組織實施；以中國電煤價格指數2014年各省（價區）平均價格為基準煤價，以與基準煤價對應的上網電價為基準電價，分為電煤價格與基準煤價相比波動按不超過每噸30元、30至60元、60至100元、100至150元、150元以上五種區間，對煤電價格實行區間聯動；上網電價調整后，相應調整銷售電價。

 

新辦法執行后的第二天，即2016年1月1日，按照之前國務院常務會議的精神，實施煤電價格聯動，上網電價和銷售電價分別下調了3.00分/千瓦時。2017年1月，根據煤電價格聯動計算公式測算，煤電標桿上網電價全國平均應上漲0.18分/千瓦時，不足規定的聯動觸發條件0.20分/千瓦時，據此，2017年1月1日全國煤電標桿上網電價未作調整。2017全年的平均電煤價格指數515.99元/噸，較2014年的444.44元/噸高出71.55元/噸，達到觸發條件，但2018年1月1日未實施煤電價格聯動。

 

煤電價格聯動政策的歷史成績與問題

 

基于燃料價格的電價調整不是我們的首創，美國、日本以及我們的香港地區都是類似機制。但在WTO框架下，結合中國國情，我們提出的煤電價格聯動政策，注重了煤炭企業、發電企業和用戶三者利益的相對平衡，注重了在疏導與聯動中對發電企業的激勵機制，明確了政策觸發機制和具體實施方案，力圖將制度與規則挺在前面，使市場在資源配置中起應有的作用，減少政府“有形之手”的作為，該政策應歷史性地予以肯定。

 

回顧煤電價格聯動政策出臺前的情景和政策出臺后執行中的情況，我們認為煤電價格聯動政策有三方面成績。一是在“市場煤、計劃電、推電改”的進程中，建立了一套理論體系較為完善的經濟制度，為政府部門維護市場秩序，提供了簡潔明快、行之有效的政策工具。二是在復雜的經濟社會環境中，在上游的煤炭行業實施供給側結構性調整和下游的工業企業降成本提效益的夾縫間，勇敢地進行了數次政策實踐。三是在煤電價格聯動政策實施多年的經驗教訓基礎上，在聽取多方意見建議后，對政策進行了較大程度地豐富和完善。

 

在充分肯定成績的同時，也應看到機制設計及其實際執行時面臨的復雜問題。一是制度設計偏理想。我們都認同，價格靈活反映市場供求、價格機制真正引導資源配置、價格行為規范有序；我們也都認同，電價不應一直作為政府的宏觀調控手段。但制度設計之初應預判到，不同的經濟景氣程度，從社會發展的大局著眼，聯動機制實施的可行性問題。二是機制修訂稍倉促。2002至2012年煤炭行業“黃金十年”間，電煤價格矛盾尖銳，價格聯動機制多次無法有效實施的教訓歷歷在目，2015年底在修訂機制時，原有機制的經驗教訓汲取不足，新機制有改善之處，也有退步之處。三是政策執行偏被動。特別是在煤電價格聯動機制觸發條件后、社會各界訴求強烈時，缺乏解釋溝通工作。

 

上述問題的背后，不僅僅在于煤電這一局部問題本身，而是反映出政府對電力“商品”與“公共品”屬性的糾結，社會對電力在國民經濟中地位的認識分歧，行業對中國電力市場化發展路徑的迷茫。

 

煤電價格迎來新機制

 

2019年9月26日的國務院常務會議決定，“抓住當前燃煤發電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網電價的時機，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為‘基準價+上下浮動’的市場化機制”。“制度的生命力在于執行”，認真貫徹落實好新的機制，要高度重視新機制面臨的挑戰。

 

首先，必須清醒地認識到，煤電矛盾并沒有自動消失。煤電經常出現的價格矛盾，是計劃經濟向市場經濟過渡過程中的必然產物；中國的電力市場走向相對成熟，至少還需要十年以上；中國大多數省份的電力系統中，煤電仍將發揮十分重要的電力電量平衡與保障作用。因此，煤電價格的矛盾仍將“冷酷地”存在，只是經濟運行中政府部門轉變了角色。

 

其次，新機制與電力市場規則的銜接，需要制度補強乃至創新性地進行制度再設計。國務院常務會議進一步闡釋新機制指出，“基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定”。《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號）的配套文件二，即《關于推進電力市場建設的實施意見》，提出“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”，目前全國已有八個省份開展電力現貨市場試點，國家發展改革委已要求其他各省份盡快完成現貨市場方案制定。我們必須在邏輯上闡明，在有限的上下浮動空間，何謂“發現價格”。進一步講，我們需要的是建立健全中國現代電力市場體系，考慮政治、經濟、社會的多（強）約束，統籌市場競爭機制和兜底服務機制、綠色發展機制、區域協調機制。

 

最后，十分重要的是，將煤炭和電力作為統一大市場加以監管，筑牢新機制的實施環境。新成立的國家市場監督管理總局，要發揮應有作用，打擊操縱市場等價格串謀行為。國家發展改革委、國家能源局應會同銀保部門，抓緊研究金融避險工具。國務院國資委要有效管控國有企業，克服轉型中的困難，支持和積極參與電力改革。

 

本文作者系華北電力大學教授。

 

原標題:王鵬：取消煤電價格聯動機制能化解煤電矛盾嗎？