到底該不該啟動煤電聯動下調電價？

 

　　《意見》下發以來各地電煤價下調幅度早已超過5%。截止到9月30日，中國太原動力煤交易價格指數累計下降21.3%，5500大卡樣本動力煤價格累計下降82元，降幅為15.4%；截止到9月25日，環渤海5500大卡動力煤平均價格累計下降103元，降幅為16.2%；截止到9月30日，廣州港神混1號庫提價累計下降90元，降幅為12.3%；截止9月上旬，南通華能5800大卡大同煤、揚州二電5500大卡蒙煤到廠價格分別累計下降85元和95元，降幅分別為11.7%和13.9%。

 

　　9月25日，新的可再生能源電價附加征收標準和脫硝、除塵補償標準已經開始實施。另據媒體報道，國家發改委已于9月30日印發《關于調整發電企業上網電價有關事項的通知》，貴州、天津、安徽、福建、江蘇等多省上網電價都有所下調，幅度在每千瓦時0.9分至每千瓦時2.5分。

 

　　煤價降幅超過了5%，而為了解決提高可再生能源電價附加和脫硝、除塵等環保電價調整資金來源，各地也陸續下調了火電上網電價。雖然發改委強調此次電價調整只是結構調整，不是煤電聯動，但畢竟各地煤電上網電價已經不同程度下調了，一年一度的煤電聯動是否還需要執行？筆者認為，是否執行煤電聯動要看各地上網電價下調幅度是否達到了煤電聯動的標準，如尚未達到煤電聯動標準，那在煤電聯動窗口打開之時，煤電上網電價需要再度調整。

 

　　通過前面一組煤價數據不難看出，去年年底至今，無論是主產地價格，還是中轉港價格，抑或是電廠用戶到廠價，下降均在80元/噸以上，降幅均在10%以上。依據新的煤電價格聯動規定，發電企業消納煤價波動的比例為10%。按照這一標準，煤價下降80元/噸或10%的情況下，電價究竟需要下調多少？不妨簡單測算一下。

 

　　方法一：煤價變動收益補償法。按照煤價下降80元/噸測算，電廠如果消納10%，那么下調的電價需要抵消煤價下降72元/噸給企業帶來的收益。2012年，全國供電耗煤率為321克標準煤/千瓦時，火電廠用電率為6%，據此測算火電企業發電耗煤率為302克標準煤/千瓦時，以5500大卡動力煤為例，煤價下降72/元噸給火電企業帶來的新增收益，相當于電價上漲2.77分/千瓦時。也就是說，按照煤價變動收益補償法測算，截至目前，如果啟動煤電聯動，火電企業上網電價每千瓦時需要下降2.77分。

 

　　方法二：電價、煤價等幅調整法。以煤價下降10%測算，如果發電企業同樣消納煤價波動的比例為10%，那電價應該下降9%。考慮到發電企業燃煤成本約占總成本的70%，為公平考慮，電價中體現燃煤成本以外的其他部分不進行調整。也就是說，電價下調的基數應該是目前電價的70%，煤價下降10%，電價應該下降70%上網電價的9%。目前，山西、浙江兩省燃煤機組不含脫硫、脫硝標桿上網電價分別為0.3707元/千瓦時和0.467元/千瓦時，70%的上網電價分別為0.2595元/千瓦時和0.3269元/千瓦時，這部分上網電價的9%則分別為2.34分/千瓦時和2.94分/千瓦時。因此，如果啟動煤電聯動，按照煤價下降10%測算的話，山西和浙江兩省燃煤機組不含脫硫、脫硝標桿上網電價每千瓦時分別應該下降2.34分和2.94分。

 

　　2012年底，國務院辦公廳印發的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》（以下簡稱《意見》）規定，“繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。”

 

　　目前，離《意見》規定的一年調價周期還有兩個多月，各方關于是否下調電價仍然存在很大爭論。支持下調電價者認為，電價下調有助于降低企業生產成本，增強產品市場競爭力和企業盈利能力，進而促進經濟進一步企穩回升。反對電價下調者認為，電價下調可能助漲高耗能產業的發展，不利于節能減排，可能影響發電企業環保積極性，不利于大氣污染防治等。還有反對者認為，之前煤價長期上漲時，發電企業承受了長時間的高成本，進而導致資產負債率不斷上升，企業經營困難，現在煤價下降了，應該讓發電企業也多過幾天好日子，彌補一下之前的虧損。總而言之，公說公有理，婆說婆有理。

 

　　對于以上支持或反對電價下調的種種理由，筆者認為，都是站不住腳的。首先，目前經濟增長放緩是國內外經濟結構調整的大環境決定的，電價下調，而且是非常有限的下調遠遠不足以改變整體經濟狀況，不能寄希望于通過下調電價來促進經濟發展；其次，高耗能產業目前受經濟增長放緩和經濟結構調整影響，需求增長已經顯著放緩，多數產品出現了產能過剩，電價下調雖然有助于其降低成本，但并不一定能助長其再度擴張，所以也不必過于擔心下調電價后高耗能產業會再度加速發展；再次，發電企業參與環保的積極性很大程度上取決于執法的嚴格程度和違法成本的高低，如果執法不嚴，違法成本很低，即便電價很高，發電企業可能照樣不會讓脫硫、脫硝和除塵設施持續運行，所以電價調整與發電企業參與環保積極性的高低關系不大；最后，之前在煤價持續上漲時，電價沒有及時調整，發電企業是承擔了不小成本壓力，但各級政府也對電廠進行過不同程度的補貼，何況很多電廠還享受著低價的重點合同煤，實際燃煤成本并沒有市場煤價上漲那么快，漲幅也沒有那么高。因此，不能把前幾年發電企業的經營困境完全歸責與煤價上漲，更何況上次上調電價（2011年4-6月、11月）之后不久，煤價就進入了下降通道，發電企業燃料成本已經大大降低。因此，這一反對理由也是站不住腳的。

 

　　到底該不該啟動煤電聯動，下調電價呢？筆者個人認為，既然制定了新的煤電聯動機制，而目前下調電價又不會給經濟社會發展造成明顯負面影響，為了維護機制的嚴肅性和政策的公信力，在煤電聯動窗口開啟之時，應該適時按照既定規則調整電價。

 

　　

　　通過以上分析不難看出，目前各省正在陸續頒布的燃煤發電上網電價下調額度，普遍低于啟動煤電聯動后電價應該下調的額度。因此，煤電聯動窗口打開之時，如果煤價仍然處于目前水平，燃煤發電上網電價則需要再度調整，屆時銷售電價也需要適當下調。結合煤電聯動機制明確的電價調整標準和前段時間各地上網電價的下調幅度，很多地區火電上網電價應該再度下調1分以上。屆時，結合各種電源的上網電價及其占比，銷售電價也應該適當下調。