电价改革深水区的煤电博弈

煤电矛盾正在尖锐化。近日，一份《请示书》在网络上流传，11家燃煤发电企业联名给北京市城市管理委员会（以下简称北京城管委）上书，向主管部门“哭穷”。

流传的文件指出，随着全国燃煤价格大幅上涨，并持续高位运行，京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，部分企业已出现资金链断裂。根据《请示书》的落款、公章，11家企业包括了大唐发电、国电电力、京能电力、华能集团、华电集团与华润电力等电力行业的上市公司、龙头企业及其分公司。

这份《请示书》的核心诉求是，上浮交易价格。其中一家企业的工作人员向《中国新闻周刊》证实了网上流传文件的真实性，并表示，上书至今，此事并无太大的进展。

煤与电这两个行业的矛盾，由来已久。今年因煤价高企，博弈分外激烈。博弈是否会传导到用户侧，居民电价、工业电价是否会因此调整，仍是未知数。

“面粉比面包贵”

《请示书》描述的京津唐48家燃煤发电企业的现状，可谓触目惊心。“京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点（仅考虑燃料成本情况），与基准电价严重倒挂，燃煤厂亏损面达到100%，煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。”

北京市电力行业协会提供给《中国新闻周刊》的资料也证实了上述现状。北京市电力行业协会的五家发电企业，分别是岱海发电、京隆发电、涿州热电、秦皇岛热电以及三河发电，截至今年7月底，五家发电企业亏损面100%。涿州热电、三河发电是其中亏得较少的，七个月分别亏损了0.2亿元和0.3亿元。亏损最多的是京隆发电，七个月累计亏损1.92亿元。

亏损是因为发电燃料成本与基准电价的倒挂，可谓“面粉比面包贵”。以京隆发电来说，7月，该发电厂的单位燃料成本是334.99元/兆瓦时，而基准电价是326.88元/兆瓦时，发电燃料成本比基准电价还高出8.1元/兆瓦时。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉《中国新闻周刊》，发电厂除了燃料成本，还有水费、排污费、资本折旧、维修费以及人员工资等其他成本。据他测算，按照目前的煤价水平，这些燃煤电厂每发一度电，大约要亏一毛五分钱。在京津唐的煤电企业中，中长期交易电量约占全年发电量的60%左右。袁家海说，签订长期合同时发电厂通常会让利，披露的数据是每度电再降八分到一毛钱左右。因此，履行长协的话，发电厂每发一度电，会亏约两毛五分钱。

造成“面粉比面包贵”的局面，煤价持续数月上涨是直接原因。对燃煤发电厂来说，燃煤成本是最大的成本支出，占比六七成。而在过去的几个月间，因煤价的不断攀升，燃煤成本占比越来越高，当前甚至占总成本的八九成之多。

以上文提到的1至7月亏损最为显著的京隆发电来说，7月，该厂的入厂标煤单价是825元/吨，去年同期的价格是410.42元/吨，价格翻了一倍。北京市电力行业协会指出，其余的四个发电企业，7月标煤单价最少也比去年同期涨了45%。

煤价站上历史高位，是多方面因素导致的。长江学者、厦门大学中国能源研究院院长林伯强告诉《中国新闻周刊》，最重要因素有二：一是经济，二是季节。通常来说，煤价的高企，是二者叠加所致。

从经济因素看，今年国内经济持续恢复，作为经济运行的晴雨表，社会用电量超出预期。2月，中国电力企业联合会预计，今年的全社会用电量将增长6%～7%。而根据国家能源局的最新数据，1月到7月的全社会用电量，已同比增长15.6%，远远超出中电联的预计。

另一个因素是季节性因素，夏季、冬季是用电高峰，电力行业有个说法，叫“迎峰度夏”。而今年的特殊之处在于，降雨偏北，导致水电发达的南方省份，水电出力较弱。因此，许多发电需求集中在了火电上。此外，今年的大宗商品涨价、内蒙古对涉煤领域腐败“倒查20年”等因素，都共同叠加，形成了助推煤价上涨的合力。生意社的数据显示，9月10日，唐山曹妃甸动力煤报价1200元/吨。三个月前，该数据是925元/吨，涨幅为29.7%。

无法传导的煤价

如果随着煤价的上涨、发电成本的提高，电力行业的电价也一并提高，燃煤发电企业不会陷入当前的困境。但当前发电企业所面临的电价困境在于，煤价无法传导至电价。这一问题在我国由来已久，过去的十多年间，因煤价上涨、电价却无甚联动，发电企业曾多次上书。

2004年底，我国出台了“煤电联动”政策，如半年内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，则电价也相应地作调整。之后的两年里，我国两次启动煤电联动政策。

2007年，因粮食、猪肉等物价大幅上涨，CPI达33个月来新高，国家因此迟迟没有调整电价。大唐、华能、华电、中电投、国电这五大发电行业的龙头企业，集体上书国家发改委，恳请尽快在煤炭价格涨幅大的重点区域启动煤电联动。

四年后，五大发电集团再次联合上书，向国务院、发改委、国资委进行汇报，希望煤电联动政策出台。

而从2012年下半年开始，因产能过剩，煤炭的黄金时代结束，行业进入长久的低谷期，发电集团的上书也因此停止。直到2016年，去产能在煤炭行业显效，行业产量迅速下降，而因当年高温少雨因素的影响，水电发电量减少，火电用煤需求大增，煤炭供应偏紧，煤价大幅上涨，媒体甚至称其为“煤超疯”。当年11月，华能、华电、大唐、国电四大发电集团联合向陕西省政府提交报告，表示现在的电煤价格超出企业成本，要求政府对电价进行上调。

2019年，执行15年的煤电价格联动机制被取消，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将当时的标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价即为各地当时的燃煤发电标杆上网电价，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

该机制在执行之初便规定，2020年，电价暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。林伯强指出，到目前为止，上网电价下浮较为容易，但上浮很难。

如果此时仍然在执行煤电价格联动机制，在煤价涨幅达到一定区间之后，政府应当会调整标杆电价，因为基准数字是2019年确定的，已不符合当前煤价高企的实际。但因电价改革的方向是市场化方向，袁家海指出，如果此时政府出面调整基准价，市场层面恐会出现不利预期，担心电价市场又重回政府定价时代。

从中国的电力市场改革情况来看，参与电力直接交易的行业以煤炭、钢铁、建材、有色等重点行业、用电大户为主。而中国经济的“毛细血管”，也就是量大面广的中小企业，其用电仍然以电网统购统销为主。如果基准价调整，并同步调整销售端的目录电价，那么参与电网调度的所有用户都会受到影响，对这批中小企业将造成直接的成本上升。林伯强指出，尤其在今年，大宗商品涨价，本已对中下游企业造成影响。基准价再上调的话，对这些企业以及我国的经济发展所造成的影响是显而易见的，也是难以承受的。

对于发电企业来说，发电基准价、上下浮动是调节其收益的唯二砝码。但从当前的政策看，两条路径都难以走通，也就造成了高企的煤价难以传导至电价的局面。

博弈与平衡

在电价上调之外，电力企业曾尝试过另一种思路，即申请相关部门出手，控制煤价。2017年，华能、华电、大唐、国电四大发电集团的宁夏分公司，联合另外几家火电企业，上书宁夏自治区经信委，建议政府协调神华宁煤集团降低已多次上涨的煤价;2018年1月，这四大发电集团联名向国家发改委提交报告，恳请发改委对煤价进行调控，当时，京津唐、东北、内蒙古等区域的部分发电厂，煤炭库存量都低于最低标准。

林伯强指出，过去电力企业的多次上书，政府或有回应，或无回应，取决于当时的经济环境。但总体而言，相较于涨电价，政府更愿意降煤价。涨电价影响的是中国的所有工商业，降煤价则只对煤炭及相关行业产生影响。

7月以来，国家发改委采取了多种措施打击炒作，保供并抑制煤价。《中国新闻周刊》获得的一份资料显示，发改委要求内蒙古自治区能源局对区域内的马泰壕煤矿、王家塔煤矿、高家梁煤矿、尔林兔煤矿的带头涨价行为予以核查纠正。

另外，发改委、国家能源局联合印发通知，允许联合试运转到期煤矿延期，延长期限原则上是一年。目前，有30多座露天煤矿取得了接续用地的批复，9月中旬，还有产能接近5000万吨/年露天煤矿将陆续取得接续用地批复。

林伯强认为，在政府一系列措施之下，加上夏季用电高峰已过，从往年的经验看，预期煤价会下行。所以，从这个角度来说，北京城管委恐怕不会回应11家企业的涨电价需求。

不过，广东一家电厂负责人在接受《中国新闻周刊》采访时指出，电厂在今年上半年盈利几百万元，7、8月则亏了3个亿，目前的入厂标煤单价已涨至1500元/吨。他们的煤源主要来自山西，当前仍然十分稀缺。从他所了解的情况看，直到今年年末，煤源稀缺的问题都将存在，煤价下行空间恐怕不大。

在这种情况下，各电力企业只能将目光转回电价上涨上。针对大面积亏损情况，11家发电企业联名上书，提出在煤价突涨且持续高位运行等市场发生严重异常的情况下，京津唐燃煤电厂已无力完成2020年12月签约的北京地区2021年10～12月电力直接交易和2021年3月签约的北京地区2021年10～12月电力直接交易。

他们向北京城管委提出了3条建议，包括允许市场主体实行“基准价+上下浮动”价格机制中的上浮交易电价;重新签约北京地区电力直接交易2021年10～12月年度长协合同，上浮交易价格;京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分，执行各区域基准价。

9月2日，北京市电力行业协会发电分会也接力上书北京市城管委，为发电企业所提的三条建议背书。无论是发电企业还是电力行业协会，都深知基准价调节之难，因此，他们的上书并没有针对基准价，而是希望北京市城管委能开一个口子，允许电力企业在现行基准价的前提之下，行使“上浮交易电价”的权利。

事实上，7月以来，这个思路在京津唐地区之外的部分省份已被执行。内蒙古自治区的发改委、工信厅指出，因煤价大幅上扬并维持高位运营，火电行业陷入成本倒挂、全线亏损的状态，因此，自今年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。8月4日，宁夏回族自治区发改委也发布了类似的通知。

上涨电价的种种方案中，这是影响最小的一种。执行“基准价+上下浮动”电价的参与市场交易的工商业企业，主要以上游行业的用电大户为主。量大面广的中小企业，以及发改委在2019年发布的电价改革方案中提到的需“确保稳定”的居民、农业等民生范畴用电，都不会受交易电价上浮影响。

2019年，35个可获得公开数据的国际经济合作与发展组织国家，居民电价平均为工业电价的1.53倍，而我国居民电价与工业电价的比价为0.85倍，在36个国家中处于倒数第二位。

袁家海指出，居民电价机制实际上与我国的基本社会制度和发展阶段密切相关，一些发展中国家也会有类似的电价补贴机制。但区别在于，别的国家直接用财政进行补贴，我国是由工商业用户对居民等用户进行交叉补贴。

虽然当前的改革方向是还原电力的商品属性，但电价在中国长期处于集多种政策功能于一身的角色。对受保护群体来说，它执行着社会政策的功能;对高耗能行业来说，它有惩罚功能;对一些投资过热的行业来说，它有宏观调控功能。在这种情况下，要让电价彻底摆脱这些属性，回归商品属性，并不是容易的事。

袁家海指出，目前是电力市场化改革的深水期、电价形成机制改革的关键期，今年以来煤价的高企已远超各方预期，政府应积极有为。电价涨得过多，政府、企业乃至全社会都承受不了。但也不能只让燃煤发电企业单独承受冲击，影响其生存能力，这样的局面持续下去，煤电企业甚至在未来几年都缓不过来。“对于国计民生的基础行业来说，这种冲击太大了。政府应当在这两者之间找寻平衡。”