煤电联动上调电价可能性很小 火电企业将迎来倒闭潮
来源：中国煤炭资源网
　　当前所带来的煤炭行业去产能是供需格局改善的主要驱动因素，从目前来看，在目标责任的强力推动下，煤企去产能的力度将不断加大，近期严重的供需失衡造成煤价。
　　2017年初触发煤电联动上调电价可能性微乎其微
　　来自(600999,)分析称，煤价上涨触发2017年初煤电联动上调电价的可能性很小。经测算，2016年全年平均电煤价格指数低于409.85元/吨或高于479.03元/吨的情况下才会触发下调(或上调)电价。
　　7月份最新中国电煤价格指数为340.72元/吨，今年上半年的平均电煤价格指数为320元/吨，分析认为2017年初触发煤电联动上调电价的可能性微乎其微。
　　自2004年第一实施以来，煤电联动政策在电力体制改革的背景下已经历三次完善，2004年首次提出煤电联动，要求以6个月为一个周期，在平均电价波动超过5%时触发调整电价。
　　2012年，在《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中，发改委提出完善机制，将周期调整为年度，电企自行消纳的煤价波动比例从30%调整为10%。
　　2015年底的最新政策以2014年为基准年，年度为单位，参考发布的中国电煤价格指数，波动大于30元时触发测算公式，在符合条件下以2014年的电价为基准，对上网电价和销售电价进行区间联动调整。
　　为全面准确反映全国电煤市场价格变化情况，国家发展改革委价格监测中心会同中国煤炭资源网、秦皇岛海运煤炭交易市场等几家企业共同编制发布了中国电煤价格指数。中国电煤价格指数以2014年1月为基期，2015年底按月试行发布，2016年1月起正式按月发布。
　　煤炭去产能超预期火电企业将迎来倒闭潮
　　今年以来，国家多个部门使出了“洪荒之力”进行干预，煤炭去产能超预期，价格开始回升。这一强有力的政策推动，对煤炭企业来说，是让价格重回轨道的福音，但对火电企业而言就是噩梦。
　　专家预计，若去产能政策依然严格执行的话，今后1-2年时间，煤炭价格将会有50-100元/吨的回升，就此一项发电企业成本就将增加亿元。去产能背景下，煤炭市场正在由买方市场向卖方市场过渡，最大的受害者，又是火电企业。
　　8月27日，中国国电集团公司总经济师张树民介绍，中国的火力发电厂可能在未来三、五年以内，会像现在的钢铁企业、煤炭企业一样困难，可能要大批破产。特别是小电厂，环保不达标的电厂，不是政府强制关闭，而是是自己运行不下去，自己要关闭，自己要倒闭。
　　山西上半年电力运行情况分析指出，受供给侧与需求侧两头挤压，发电企业经营风险增大。上半年，山西省55家省调火电厂利润完成3.3亿元，同比降低22.11亿元。其中，27家企业盈利10.91亿元、2家企业持平、26家企业亏损7.61亿元，亏损面同比扩大16家。
　　根据绿色和平的分析，到2020年，中国预计将拥有总计1,200吉瓦运营和在建的燃煤电厂，并存在至少400吉瓦的过剩产能。这相当于1.4万亿的投资完全被浪费。到2020年代初期，由于煤电机组利用率将远低于每年4330小时(2015年的利用率)，所有煤电项目预计每年损失五千亿元。
　　能源杂志分析认为，在与地方政府打交道的过程中，发电企业两点体会最深：胡萝卜+大棒，即一方面怂恿发电企业大量投资电厂，以拉动地方GDP，另一方面，为替下游企业争取利益，拼命打压电厂降低电价，尤其是随着大用户直购电越来越多，压电厂降电价已成了地方政府的必要工作之一。
　　在经济增速没有大幅上升、电源建设速度没有明显下降和计划电量放开时间不变的条件下，3-5年之内，中国电力市场将迎来一场大溃败。尤其是以煤电为主的发电企业，未来几年内将不可避免地面对大面积亏损和电厂倒闭潮，其惨烈程度可与当前煤炭和相比，还可能更甚。
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理财产品推荐火电企业如何脱困
火电企业如何脱困
煤价“一路高歌”，非化石能源来势凶猛，火电企业亟待寻求突破困境之路。文|《中国经济信息》实习记者 张乐日，国家发改委指导山西发改委对山西省电力行业协会组织23家火电企业达成并实施直供电价格垄断协议一案作出处理决定，依法处罚7338万元。调查发现，日下午，山西省电力行业协会召集大唐、国电、华能、华电4家央企发电集团山西公司，漳泽电力、格盟能源、晋能电力、西山煤电4家省属发电集团，以及15家发电厂，在太原市召开火电企业大用户直供座谈会，共同协商直供电交易价格，签订公约，并确定2016年山西省第二批大用户直供电报价较上网标杆电价让利幅度不超过0.02元/千瓦时，最低交易报价为0.30元/千瓦时。这种价格同盟虽有助于增加发电企业的利润，却违反了《反垄断法》的相关规定，同时不利于电力市场化改革的推动。从去年下半年煤炭价格持续上涨，导致燃煤发电企业成本猛增，经营出现较严重的困难。困境据《中国经济信息》记者统计，截至8月15日，A股有十四家火电上市企业发布了半年报业绩预告，预计净利润下降幅度均在50%以上，降幅最高的新能泰山（000720.SZ）降幅达458%，十四家火电企业中五家预计亏损。四家火电企业发布了半年度业绩报告。深南电A（000037.SZ）发布的2017中报报告显示，其营业收入8.73亿元，归属于上市公司股东的净利润-22.6292亿元，比上年增长59.92%；东方市场(000301.SZ)2017年上半年营业收入5.29亿元，归属于上市公司股东的净利润1.45亿元，比上年增长64.19%；华能国际（600011.SH）上半年营业收入714.34亿元，净利润7.88亿元，同比下降89.88%；涪陵电力（600452.SH）上半年营业收入9.81亿元，净利润1.1亿元，同比增长48.48%。相比火电企业的业绩遇冷，依托居于高位的煤炭价格，煤炭上市企业业绩大好。河北港口集团秦皇岛海运煤炭交易市场8月9日发布，日-8日的环渤海动力煤价格指数报收于583元/吨，连续第二期持平。从去年6月份，煤价环渤海动力煤价格指数开始上涨态势，去年11月份突破600元/吨，11月下旬至今年8月上旬，价格指数则平缓居于高位。虽然环渤海指数初步稳在了583元/吨，但实际成交价可能会更高。一位煤电企业资深人士在接受《中国经济信息》记者采访时表示，此轮煤价上涨不完全是市场供需的实际反应，有迎峰度夏的阶段性需求推动，也可能有投机炒作的成分。煤与电历来就像杠杆的两端，一端涨价另一端利润就要削减。煤价居于高位传导到下游的煤电企业，带来的是煤电企业成本的增加和利润的削减。今年上半年全国用电量29508亿千瓦时，同比增长6.3%,增速比上年同期提高3.7个百分点。全国规模以上电厂火电发电量22215亿千瓦时，同比增长了7.1%。全国火电设备平均利用小时为2010小时，比上年同期增加46小时。与上年同期相比，全国共有21个省份火电利用小时数同比增加，湖南和江西增加超过200小时，福建、广东、宁夏、陕西、贵州、浙江和青海增加超过100小时，而海南、北京和重庆同比分别降低323、136和127小时。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受《中国经济信息》记者采访时表示，受经济形势的影响，今年对于煤电的需求会增长，但增长不会特别快。火电利用小时数会增加，但增加幅度不足以抵消煤炭价格上涨带来的影响。进一步，火电除了存量，还有增量需要释放。在发电小时数没有大幅增长的情况下，煤价还是影响煤电企业利润的关键因素.除了煤价，清洁能源的发展也给火电企业带来了不小的生存压力。相关人士告诉《中国经济信息》记者，“太阳能、风电、水电和核电等清洁能源占比不断扩大，挤占了相当一部分煤电的市场份额，给煤电造成很大的压力，电厂也面临着还贷付息的压力，需靠发电量维持，在煤价一定的情况下，如果发电量不够，营业收入达不到，利润就没了。”同时，环境保护对火电企业的影响也越来越大。政府在治理雾霾的压力下，对燃煤电厂的环保要求不断提高，火电企业的利润将被显著压缩。他救与自救1月4日，国家发改委表示，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此全国煤电标杆上网电价将不做调整，煤电企业通过联动机制上调电价的希望破灭。林伯强告诉《中国经济信息》记者，由于目前煤电联动机制的执行不够透明、及时、到位，在解决煤电矛盾方面并没有起到应有的效果。目前煤电联动的调价周期为一年，调整周期较长。如果煤电占比较小或者煤炭价格稳定，机制也会起到应有的效果，但如今煤炭价格波动比较大，较长的调整周期使得价格不能及时调整。他建议煤电联动机制应当缩短周期，做到及时、透明、到位。日，国家发展改革委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，通知显示，自日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。对于火电企业来说，这相当于是降低了赋税。通知还要求各地价格主管部门要按照上述原则，抓紧研究提出调整燃煤电厂标杆上网电价具体方案。据《中国经济信息》记者统计发现，截至8月14日，目前已有20个省(区、市)上调本省燃煤标杆电价，上调幅度最大的是河南省，为2.28分/千瓦时，幅度最小的是吉林省，为0.14分/千瓦时。虽然电价的涨幅相对于煤价带来的高成本只是杯水车薪，但至少给了煤电企业减亏的希望。6月4日，神华和国电同时发布公告称，双方的控股股东神华集团和国电集团筹划涉及公司的重大事项，两公司于6月5日停牌。有分析师表示，神华和国电此次停牌极有可能商议合并重组事项。业内人士认为，二者的结合可以取长补短，放大煤电一体化的经济效益。对于神华，其发电装机以煤电为主，此次合并将最大限度改善其产业结构，增强其发展清洁能源的优势；而国电依靠神华的煤炭资源，也将增强其火电的盈利能力。开源证券认为五大发电集团会成为未来“合并”的主战场，再加上大型的煤企，未来煤电的强强联合以及电力企业上下游的兼并重组都将会是接下来的重头戏。日，发改委、财政部、央行、国资委、工信部等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》。《意见》鼓励和推动大型发电集团实施重组整合，鼓励煤炭、电力等产业链上下游企业发挥产业链协同效应，加强煤炭、电力企业中长期合作，稳定煤炭市场价格;支持优势企业和主业企业通过资产重组、股权合作、资产置换、无偿划转等方式，整合煤电资源。开源证券进一步表示，为了有效解决煤电矛盾的问题，国家的一条主要策略是整合煤电资源，通过煤电联动节约成本，降低同质化竞争，来解决煤电去产能问题，同时解决火电企业的巨额亏损，达到优势互补的目的。随着电力改革的逐步深入，发电企业在向配售电以及能源服务类企业转型。国资煤电企业的重组整合，将会使企业在燃料成本，发电结构优化等方面提高盈利能力，改善经营业绩。
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作者最新文章煤价联动落空成本难消化 2017年煤电面临全行业亏损风险|煤电|价格|火电_新浪财经_新浪网
　　联动落空 成本难消化
　　2017年煤电面临全行业亏损风险
　　煤电价格联动落空，对于日子本就不好过的煤电企业而言，并不是好消息。《经济参考报》记者调研采访了解到，2017年国家设定的煤炭价格合理区间在500元/吨至570元/吨，在电价没能同步上涨的情况下，煤电企业面临的成本压力依然无法减轻，地方政府甚至还要求让利于用电企业，加之煤电产能过剩严重，全行业面临亏损风险。但同时区域分化明显，部分优质企业有望“先富起来”。
　　煤电价格联动落空
　　“我们预计今年煤炭价格上涨的空间不大，但如果维持目前的煤价、电价不变，今年电厂可能亏损超过一个亿，连流动资金都会出现困难。”宁夏电投西夏热电有限公司一位负责人说。
　　期盼已久的“涨电价”落空，让煤电企业甚是忧心。据了解，煤电价格联动机制经历数次修改，2015年完善后的最新一版规定，以2014年为基准年，以年度为周期，依据向社会公布的中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算煤电标杆上网电价。当年4月与2016年1月，由于煤价持续下跌，该机制触发，燃煤机组标杆上网电价分别下调0.018元/千瓦时和0.03元/千瓦时。
　　然而，随着煤炭化解过剩产能的推进，去年6月开始电煤价格连续上涨，到11月全国电煤价格指数达到521.66元/吨，环比上涨11.2%，同比上涨59.6%，创2014年1月份以来的最高值。之后在发改委的多项政策干预下，煤价有所回落，但仍高于上年同期。
　　华北电力大学教授袁家海表示，2016年下半年，随着煤炭价格上升，煤电企业生产成本平均上升了0.04元/千瓦时至0.06元/千瓦时。《经济参考报》记者梳理发现，在A股以煤电为主营业务的30家上市公司中，2016年前三季度整体营业收入出现负增长的比例为70%，只有30%实现了持平或者正增长。
　　中债资信评估有限责任公司王闻达研究团队选取了火电上市或发债企业共47家测算，预计2016年全国平均度电盈利空间下降超过50%，其中华南、华东地区度电盈利空间降幅较小，西北、华北蒙晋地区度电盈利空间下降超过100%，已出现亏损，东北、西南地区也接近亏损线。
　　在此之下，启动煤电价格联动机制的呼声再起。但是，国家发改委表示，本期全国电煤价格指数平均为每吨347.5元，中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
　　双重挤压下成本难消化
　　在上网电价不作调整的情况下，煤价成为火电企业“生死”的关键因素。最新公布的环渤海动力煤价格指数（BSPI）在1月4日至10日报告期内，报收于592元/吨，周环比下行1元/吨。
　　近日国家发改委联合煤炭、电力、钢铁协会联合发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》，提出以重点煤电合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。价格波动上下6%以内为正常价格，不采取调控措施；价格波动上下6%至12%为价格轻度上涨或下跌，重点加强市场检测；价格上下波动12%以上为价格异常波动，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。
　　“根据2017年长协价基础价格535元/吨测算，2017年煤价在500元/吨到570元/吨为正常价格；价格在570元/吨至600元/吨或470元/吨至500元/吨之间为价格轻度上涨或下跌；价格在600元/吨以上或470元/吨以下为价格异常上涨或下跌。”分析师周泰表示。
　　据王闻达研究团队测算，在当前上网电价下，全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态。
　　“根据煤质的不同，现在每吨煤的价格在320元到430元不等，2017年煤价再继续大幅上涨的可能性不大，即便如此，电厂夹在中间受两头挤压，盈亏难以平衡。”宁夏一家参与“西电东送”的火电厂负责人说，煤炭价格去年下半年暴涨，给煤电造成巨大的成本压力，现在电价没有同步上涨，而且当前供给侧改革中，降成本是一个重要工作，电价在工业企业尤其是宁夏的工业企业生产成本中所占的比重大，地方政府甚至还要求让利于用电企业，在这种双重压力下，煤电的成本如何消化，是一个严峻的考验，亏损的风险大。
　　《经济参考报》记者在采访中了解到，煤价上涨引发了上下游产业的连锁反应，压力不仅传导给火电厂，还对下游用电企业造成影响。“我们之前参与电力直接交易，签订的协议延续到2017年一季度，电厂的让利，加上政府调节基金，降幅是每千瓦时3分，对我们而言每吨成本降低了180元。但是现在电厂日子也不好过，给我们的供电就没有保障，不能满负荷享受电力直接交易的优惠。”宁夏和兴冶金耐火材料公司副总经理顾文华表示。
　　面临大面积亏损分化明显
　　煤电行业面临的问题并不止于此。据了解，预计2016年煤电的装机规模9.5亿千瓦左右。还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。此外，现在全国还有1.8亿已经拿到“路条”和规模的项目。
　　而现实情况是，近两年全社会用电量增速在不断下滑，2015年仅为0.5%，2016年1月至11月份同比增长5.0%，增速比上年同期提高4.2个百分点。在此之下，全国火电设备平均利用小时数已经连续下滑，2015年是4468小时，2016年前11个月是3756小时，同比降低204小时，为2005年以来同期最低水平。
　　“2016年预计也就4300小时左右，2017年还会更低，估计在4100小时左右。”国家能源局局长努尔·白克力表示，随着煤价的回升和煤电装机的攀升，2017年煤电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话，就极有可能重蹈煤炭的覆辙。中央经济工作会议重点提了煤电的过剩问题，我们要高度重视，进一步加大调控力度，该减速的减速，该刹车的必须刹车，特别是那些高耗能、高污染、未取得合法审批建设手续的项目。
　　在去年连发数文急踩刹车的基础上，2017年能源局将下力气解决煤电的问题，调控好煤电建设节奏，加快煤电结构优化和转型升级，继续实施煤电规划建设风险预警机制，对于红色预警省份严控自用煤电规划建设，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端省份电力市场需求，合理安排电力建设投产时序，按需推进煤电基地外送项目规划建设。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组。
　　在《经济参考报》记者采访中，一些火电企业负责人表示，火电行业应优化产能，加快淘汰落后产能，同时，要多元化发展，不仅要发展煤电，还要发展绿色能源，多条腿走路。此外，当前煤价虽然是放开的，但是报复性涨价是一把双刃剑，煤炭企业也要担起社会责任，不能无序涨价，避免原材料价格短期暴涨对经济增长带来冲击。在条件具备，对各种风险充分评估的情况下，适时启动煤电价格联动机制，随着煤价上涨，上网标杆电价也应调整，产业链条的各个环节共同承担成本压力。
　　分析师邬博华认为，由于供需等大环境因素影响，当前火电板块整体景气度不高。2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望释放一定发电空间，板块内有部分优质企业有望“先富起来”。
　　王闻达研究团队也认为，考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550元/吨至600元/吨，预计2017年大部分火电企业将亏损，而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响，区域分化明显，华东、华南依然盈利能力较好，华北-京津冀地区以及华中地区由于 2016年煤价涨幅明显，其盈利能力明显恶化，西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
责任编辑：陈永乐行业||专题
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煤电联动仅是降电价这么简单吗？
来源：财新网-无所不能&&
更新时间： 14:40:44
　　临近2015年岁末，一个重磅消息&&&今年11月底前或年底前，将实施煤电联动，火电上网电价全国平均下调3分/千瓦时，缩减发电行业利润约1263亿元&，被媒体传得纷纷扬扬，引起了电力、煤炭等业内外的广泛关注。其实，作为电力人士，对新一轮煤电联动已有心理预期，知道发生将&不可避免&。但冷静思考之后，面对新常态、新电改、新的煤电形势，还是希望国家有关部门实施时能做到依法有据、统筹兼顾、科学合理。
　　一. 煤电联动实施时间或为2016年1月或4月
　　日，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发〔2012〕57号），明确&继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消化煤价波动的比例由30%调整为10%。&
　　今年9月23日，环渤海5500大卡动力煤价格继去年&破五&之后，又跌破400元大关，10月27日报收于380元，创了年内新低。尽管电煤价格的波幅在全国各省区差异很大，但下水煤确实触动了煤电联动条件。
　　实施时间是否象媒体报道的一样，在&今年11月底前或年底前&呢？文件规定&以年度为周期&。我们可以有两种理解：一种以自然时间即1月1日至12月31日为一个周期；另一种以上次煤电联动为起始时间持续满一年为一个周期。众所周知，今年4月，国务院决定下调火电上网电价0.02元/千瓦时。按此推算，新一轮煤电联动，应该在2016年1月或4月。今年年底前的一段时间，主要是政府有关部门做好电价调整的前期准备工作，如开展调查、测算幅度、听取意见、讨论方案等。因此，煤电联动还是要依法有据，减少随意性，更不宜成为国家宏观调控、地方稳增长的临时工具。
　　二. 关于与新电改进度、价改意见对接的问题
　　煤电联动政策始于2004年底。当时，主要是为了缓解火电企业因煤炭价格上涨而采取的一项过渡性措施。为什么会产生煤电矛盾呢？其根源在于煤电管理体制、运行机制的根本差异，是政府计划体制与市场运行机制的摩擦冲突，是政府、煤企、电企、用户各方不断搏弈的结果。尽管期间进行了修改、调整，也推出了中国电煤价格指数，但必须符合近期国家价格机制改革的新精神。
　　1.要与新电改方案、价改意见相对接
　　今年3月15日，我国推出新电改方案。9号文把电价改革放在特别重要的位置，位列七大任务之首，要求电价机制改变&以政府定价为主&，&及时并合理&反映&用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度&，形成由市场决定电价的机制，构建&多买多卖&的电力市场体系，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。一句话，实现&交易公平，价格合理&。
　　10月12日，国家又发布了《关于推进价格机制改革的若干意见》，要求&加快推进能源价格市场化&，并确定了时间表，&到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开&。&到2020年，市场决定价格机制基本完善&。具体到电价上，逐步减少交叉补贴，还原商品属性。有序放开上网电价和公益性以外的销售电价。单独核定输配电价。
　　可见，实施现有的煤电联动政策，虽然有利于反映&用电成本&，但毕竟是临时性干预措施，多少还有使&电价回归政府定价、进行宏观调控、调节物价指数和产业利润&的嫌疑，显然与新电改方案、价改意见中&放开竞争性环节电价&、&建立主要由市场决定价格的机制&相违背。因此，确有必要在改革到位之前，&完善煤电价格联动机制和标杆电价体系&，使电力价格更好反映市场需求和成本变化。
　　2.要与新电改的试点推进相衔接
　　时至今日，新电改已逾半年，国家发改委又陆续出台了部分配套文件，在贵州、云南、内蒙、宁夏等省区已进入实操阶段。这些省区已开展直接交易、市场化定价，缩减发用电计划，探索建立电力市场，已实质性突破现有的煤电联动政策范畴，电价涨跌基于&协商定价&或&市场竞价&，已经反映了&用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度&，这种新的市场交易模式对电力企业、工商用户、政府部门将带来深刻影响。
　　例如，从日开始，蒙西电网进行了建立电力多边交易市场探索，体现了&增量市场、三方参与、双向竞争、价差传导、模式开放&等特点。5年累计完成交易电量1199.93亿千瓦时，参与火电企业36户，为冶金、化工等用电企业折价0.1 -5.6分/千瓦时，平均2分/千瓦时。其中，月折价2.73分/千瓦时。
　　再如，贵州省经信委组织电厂与大用户进行直供。2014年第一批定向直供合约20亿千瓦时，让价2分；第二轮签约电量60亿千瓦时，让价3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，让价3分-0.12元。
　　据最能反映电力市场化改革进程的某全国性发电集团统计，今年1-8月累计市场电量（直供电量、竞价电量、其他交易电量）已占集团全部发电量的11.3%，平均电价每千瓦时0.30元，比批复电价降低0.11元。可见，由于电力市场普遍过剩，部分省区、一些电厂无论是协商定价，还是市场竞价，火电企业均出现幅度不小的降价，在试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显，在实施煤电联动政策时必须对火电&市场电量&部分予以剔除。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水、火电标杆电价体系与煤电联动模式，以及计划电量体系将会根本性改变。
　　三. 关于煤电联动与电价结构调整问题
　　2012年以来，火电上网电价进行过三次下调。2013年10月，下调电价0.9-2.5分/千瓦时，以解决可再能源基金不足，弥补脱硝、除尘成本不足；2014年9月，为疏导脱硝、除尘、超低排放等环保电价的结构性矛盾，下调电价0.93分/千瓦时。今年4月8日，国务院决定，为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、调整产业结构，下调电价2分/千瓦时，工商业用电价格下调电价1.8分/千瓦时。
　　可见，三次调价均涉及电价结构的调整，只是前两次为了疏导环保电价、增加可再生能源补贴；第三次以煤电联动名义，降低了工商业用电价格，客观上起到减少交叉补贴，优化电价结构的作用。因此，本轮煤电联动，降低火电上网电价作何打算，引起专家学者和电力企业的高度关注。
　　实施&绿色低碳&能源发展战略，是我国积极应对气候变化的必然选择。但是，我国清洁能源的发展还面临多种因素的制约，大多数企业盈利状况都不理想：风电弃风限电严重，光电核心技术未突破、建设成本偏高；核电安全性受质疑，占比偏低；气电利用小时低，前景不明；水电开发转移到落后偏远的滇藏川地区，造价暴涨。
　　受&优质资源，劣质电&的质疑，清洁能源（水电除外）电价普遍较高，随机性、间歇性特征明显，电网配套接纳积极性并不高。火电随着价格下调、煤炭的清洁高效利用以及超低排放改造，其经济性、稳定性的优势更加明显，环保问题不再突出，不排除短期内传统能源&逆替代&清洁能源的可能。我国可再生能源的补贴水平，较之德国等发达国家并不算高，今年补贴资金缺口300亿元以上，且2016年1月起开始随着发展规模的扩大，逐年下调及风电标杆电价。
　　鉴于以上情况，本轮煤电联动，降低火电上网电价，建议继续用于解决可再能源基金不足，提高的补助标准，并适当用于火电大规模实行超低排放改造的费用补偿。当然，相应降低工商业用户电价也是一种选择。
　　四. 关于煤电联动的综合平衡与煤电行业发展问题
　　目前，发电行业已进入2002年电改以来经营业绩&最好时期&，也处在一个新的更高的&历史起点&。预计2015年五大发电集团利润有望达到1080亿元，创电改13年来之最。但是冷静思考，理性分析，年发电行业基本是保本微利、勉强过日子；年火电巨亏、&严寒四年&；年，才转折向好，进入&黄金四年&。
　　发电行业之所以出现&严寒四年&还是&黄金四年&，固然有多种因素，但与煤电产业运行机制的差异、煤电联动政策的&滞后&、&不到位&有相当关系。
　　2008年:电煤价格暴涨，煤电矛盾大爆发，火电出现了历史上第一次全行业亏损；
　　2009年:出现旷日持久的&煤电顶牛&事件
　　年:全国出现局部&电荒&和火电停机检修并存现象，煤企纷纷通过收购兼并进入电力行业。
　　五大发电集团火电板块连亏4年，累计亏损达921亿元，在央企板块中&垫底&。当时整个发电行业负债高企、风险增大，可持续发展能力严重削弱，表现为&生存难，发展难，不能实现良性循环&。据统计，年，我国煤价累计上涨幅度超过200%，而上网电价涨幅不到40%，期间对应的煤电联动历史欠帐每千瓦时约7-9分。当然，2012年煤炭市场反转以来，煤电联动也没有完全到位。与此同时，煤炭企业告别了&黄金十年&，随即进入全行业亏损局面。
　　通过煤电矛盾的历史考察，不难发现：由于政策市场环境急剧变化，国家一些改革政策不配套，以及煤电双方的激烈搏弈，煤电产业大起大落，多次出现&一方暴利，另一方巨亏&的现象，对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成了不利影响。
　　因此，实施新一轮煤电联动要吸取历史教训，统筹考虑、综合平衡。一是要考虑我国经济进入新常态后，企业转型升级、经济稳增长的需要；二是要考虑建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现&两个替代&，建设生态文明、打造美丽中国的需要；三是要考虑煤电行业出现的新情况、新问题，如产能过剩、需求下滑、盈亏分化、负债率偏高、环保标准更加严厉、发展前景不明、市场化改革力度加大等因素，着力构建&和谐共存、协调发展&的煤电产业新格局。（【无所不能专栏作者，陈宗法，中国华电集团公司企管法律部主任】）
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