eo圆桌 | 陈宗法：合理煤电比价，促进能源保供

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南方能源观察

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陈宗法 中国能源研究会理事

2021年中国电力行业的发展经历可以概括为以下关键词——供应偏紧、有序用电、煤价暴涨、煤电亏损、煤炭保供稳价、有序用电规模基本清零。

2021年1月，受寒潮天气影响，江苏、浙江等8个省级电网在部分用电高峰时段电力供应紧张并采取了有序用电措施。6-8月，广东、河南、广西等12个省级电网在迎峰度夏期间有序用电。在过去缺电概率较低的9-10月，国内也发生了大规模限电情况。受煤价暴涨等多重因素影响，全国超过20个省级电网有序用电，少数省份甚至拉闸限电。

对此，国家发改委等部门高度重视，于10月中下旬出台了煤电气运保供稳价8项措施和《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）。国家保供稳价措施要求煤电企业“高比例开机、高负荷出力”，做到“应发尽发”。在煤价高涨的背景下，五大发电集团积极响应，不计代价采购电煤、补充库存，全力以赴多发多供。2021年，装机占比47%的煤电贡献了全国60%的电量，利用小时高达4568小时，同比提高263小时。2021年11月7日起至年底，全国有序用电情况基本清零。

总体而言，2021年9-10月的缺煤限电没有对我国经济社会造成特别严重的冲击，但煤电企业“很受伤”，在承受巨大保供压力的同时遭受了前所未有的亏损，全国煤电企业亏损面最高时接近100%，年末仍达80%以上。

煤电比价关系极度扭曲

2021年秋季全国缺煤限电属于“非典型性电荒”。国内不缺煤炭产能和电力装机，基本不存在电力硬缺口，问题是产能发挥不出来。我个人判断，其主要原因是煤电比价关系极度扭曲。

以五大发电集团为例，2021年其入炉综合标煤单价为961元/吨，比2015年481元/吨上涨了93%，而同期的燃煤平均发电上网电价在综合因素作用下降低了0.8%。在此背景下，2021年五大发电集团燃煤发电亏损了1083亿元，其他发电板块的总盈利不抵煤电板块亏损及相关分摊费用，发电板块净亏损394亿元。

实际上，“煤电矛盾”由来已久，市场煤和计划电交织下缺乏价格调整机制，燃煤发电成本无法向用户直接传导。而“十三五”的调控政策进一步加剧了煤电矛盾，导致能源供应链断裂、煤电比价关系失调、煤电行业全面亏损，并引发了2021年缺煤限电现象。

这次缺煤限电也带来一些重要警示。首先是必须高度重视能源安全，特别是对能源转型的风险保持警醒。要立足于我国是一个富煤贫油少汽的发展中国家的国情，坚持先立后破、循序渐进，稳步实现“双碳”目标。另外，要认识到目前煤电对我国发展的重要性。煤电提供了全国六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担北方超八成的冬季供暖任务。需要重新认识煤电在新型电力系统与能源保供中的地位和作用，特别是要对“十三五”时期实施的煤炭去产能、降低用能成本、取消煤电联动、工商业电价“只降不升”等政策进行重新评估。

进入2022年，国内煤电矛盾情况有所好转，但仍存在较多困难与问题。2022年3月以来，受国际形势影响，煤价高位运行。据中电联数据，截至3月24日，5500千卡/千克和5000千卡/千克规格品离岸综合价为1407.24元/吨和1082.46元/吨，分别比2月月度综合价上涨288.24元/吨和289.46元/吨。

目前，煤电企业亏损面虽有所缩小，但依然处于亏损状态。同时，企业承受着较大的保供压力，部分设备由于亏损与失修，也存在较大的安全隐患。此外，煤电企业还面临着艰巨的改造任务。国家发改委和国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。据测算，为完成上述目标，五大发电集团需要上千亿的资金，改造难度大。

管控煤价与疏导电价并举

2021年9月以来，如何有效管控煤价、疏导煤电电价，推动煤炭企业、煤电企业、用户协调发展，成为社会关注的焦点。国家先后推出了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）和《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），核心精神是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，确保能源供应。

上述文件明确了两项内容。一是煤价合理区间。303号文将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨，合理区间设为570-770元/吨，并首次对山西、陕西、内蒙三个重点产煤省区的出矿价区间做了限制。设置上限考虑的是电力用户的承受能力，而下限则是兼顾煤炭行业的发展盈利情况。

另一个是合理区间内煤、电价格可以有效传导。在2021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%”的机制传导煤价在合理区间内的变化，实现“区间对区间”。

这两份文件抓住了“煤电顶牛”这一主要矛盾和“煤价失控”这个矛盾的主要方面，突破了多年来“降低用能成本”的政策桎酷，以中长期煤、电交易为重点，运用行政、市场、法治等手段构建了理顺煤、电关系的逻辑框架与市场调控机制。可以预见，这对防止煤价大起大落、形成“能涨能跌”的市场化电价机制将起到重要的作用，能缓解煤电企业“生存难、改造难、发展难、保供难”的局面，实现煤电行业可持续发展。

坚守煤电联动，理顺比价关系

虽然煤、电和谐共存、协调发展的场景比较理想，但仍面临众多不确定因素和不同利益主体的博弈，这对政府的监管能力提出了更高的要求。对此，我总结了三点思考与建议。

一是总结经验教训，坚守煤电联动，回归“合理电价”。处理煤电关系要符合市场运行规律。购买煤炭的成本占燃煤发电总成本约80%，煤电联动机制要在长期坚守中创新、完善，但不能取消。此外，对新电改确定的“合理电价”目标要理性回归，对能源转型的“不可能三角”也要有正确认识，建议让社会成员公平承担通胀、转型、保供所付出的代价。

二是落实边界条件，实现煤、电两个市场对接，理顺比价关系。煤炭市场和电力市场各有特点，煤炭市场受国际因素影响较大，而电力市场是一个国内市场，相对而言比较平稳。按照国家最新政策，煤电上网电价上下浮动不超过20%，传导燃料成本空间比较有限。因此，需要有为政府协调煤电有关各方落实边界条件，实现煤、电两个市场对接。

煤炭行业要做到“增产能、增产量、增储备，控煤价”，保持煤炭供应平衡宽松。在供给方面，要实现煤炭自给率超过90%，日产量稳定在1200万吨以上；在价格方面，要执行秦皇岛港5500大卡下水煤基准价定为675元/吨、在570-770元/吨区间合理浮动的规定，晋陕蒙要严格执行出矿价区间。

电力行业要加快大型风光电基地建设、煤电新项目投产投运、抽水蓄能电站建设和应急备用电源建设，确保不限电、不拉闸、无硬缺口、电价政策疏导到位。在燃煤发电方面，煤机利用小时数要达到4300小时左右，煤电电价上浮不超过20%，同时要灵活采购自产煤、进口煤、市场煤以平抑煤价。

煤、电双方要实现发电供热用煤中长期合同100%全覆盖。供需企业每月要报送合同履行情况，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%。

政府部门要发挥有效协调作用。一是要保障煤炭产能合理充裕，建立政府可调度煤炭储备。二是健全成本调查和价格监测制度，规范煤价指数编制发布行为。三是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，要动用储备、增加产能，并依法监管价格违法行为，引导煤价回归。四是加强煤、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。

电力用户也要做好煤电上网电价上涨至20%的心理准备，特别是高耗能企业不受此浮动限制。

三是为理顺煤电比价关系，建议“基准对基准，区间对区间”。目前，国内各省煤电基准电价在0.3-0.45元/千瓦时之间，平均约为0.38元/千瓦时，对应的是过去535元/吨下水煤基准价。为体现公平原则、稳固煤电企业收益，建议国家相应提高平均燃煤基准电价至0.45元/千瓦时，并与新能源定价机制解耦，实现“基准对基准，区间对区间”，充分发挥燃煤发电兜底保供、系统调节、安全备用的作用。

（本文由eo记者洪嘉琳根据作者在2022年3月19日eo圆桌上的分享内容整理而成，仅代表作者个人观点。）

编辑 陈仪方

审核 冯洁

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