摘要：我國工商企業用電成本居高不下，很大程度上源于電價調整滯后于電煤價格變化。本輪煤價斷崖式下降以來，我們正在逐步失去降低工商企業用電成本的機會。當前亟需降低電價，擴大電力需求。同時加快電力體制改革步伐，擴大電力直接交易比重，依靠市場機制理順煤電價格關系，從根本上解決新一輪煤電矛盾。

降低企業用能成本，是2016年政府工作報告中確定的供給側改革中“降成本”的重要任務之一。盤點一年來的工作，國家兩次下調電價，在減輕企業用電負擔方面發揮了一定作用。但要看到，當前電價還難以反映一次能源變化的狀況，全國工商企業用電成本仍然偏高的問題仍很突出。

?煤電聯動滯后于煤價波動

?煤電矛盾是我國煤電關系中的老問題。(見圖1)上一輪煤電矛盾爆發在2003年初至2010年期間。以2008年金融危機為界，前期電煤價格快速大幅上漲，而火電上網電價和銷售電價漲幅不大，發電企業虧損嚴重。金融危機后，電力需求增速放緩，電煤價格下降，發電企業才逐步消化了煤價上漲的壓力。

?圖1：“電煤-電價”走勢圖

本輪煤電矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。為了分析煤價與電價的關系，我們假設將山西的火電送到北京，看一看它們在本輪煤價波動中的軌跡。2011年10月，秦皇島港5500大卡動力煤平均價格為855元/噸。之后出現斷崖式下跌，2015年11-12月為370元/噸，跌幅達56.7%。近半年又有所回升，2016年10月底為600元/噸。

當電煤價格處在855元/噸的高點時，山西火電平均上網電價為0.3682元/千瓦時，北京一般工商業電價(1千伏以下峰電)為1.194元/千瓦時。在電煤價格開始大幅下跌后很長一段時間，全國沒有相應下調上網電價和銷售電價，而是提高了電價。山西火電上網電價在2011年12月—2013年8月間達到最高值0.3977元/千瓦;北京一般工商業電價從2014年1月開始達到最高值1.4002元/千瓦，分別比煤價最高的2011年10月上漲了8%和17%。

今年以來全國電價進行了兩次調整，燃煤機組降價3分/千瓦時，一般工商業電價降低超過4分/千瓦時，減輕工商企業負擔470億元左右，成為供給側改革“降成本”的一個亮點。但是，這兩次調價降幅有限，且降價范圍沒有覆蓋所有電價類別和所有地區，包括北京在內，目前全國大部分地區工商企業的用電成本仍處于歷史高點。

與此同時，售電和購電的價差卻不斷擴大。假如山西的火電送到北京，價差從2011年10月的0.8258元/千瓦時，擴大到2016年10月的1.0797元。也就是說，每輸1千瓦時的電，輸電企業2016年要比2011年多收入0.25元。輸電環節占銷售電價的比重從2011年的69%提高到2016年的77%。

這些情況說明，在這一輪煤電矛盾中，電網企業效益得到保證;發電企業上網電價無法反映燃料成本的變化，企業效益隨著煤價波動而波動;下游工商企業用電成本居高不下，沒有分享到電煤整體降價帶來的收益。如果說上一輪煤電矛盾影響比較大的是發電企業，這一輪則是廣大工商企業。

?電價調整滯后帶來的問題

在本輪煤電矛盾中，電價調整滯后不利于發展實體經濟和減緩經濟下行壓力：

一是影響企業經濟效益。高用電成本成為我國企業提高經濟效益的障礙之一。不僅重化工企業、制造企業和基礎設施建設，不少高新技術企業也是耗電大戶。IBM統計，能源成本一般占數據中心總運營成本的50%。工信部統計，我國數據中心總量已超40萬個，年耗電量超過全社會用電量的1.5%。中電聯統計，2015年互聯網、大數據、云計算等新一代信息技術行業用電比上年增長了14%。

二是削弱制造業國際競爭力。目前，美國工業用電平均電價為0.43元人民幣/千瓦時，商業用電平均電價為0.67元人民幣/千瓦時。據政府權威部門測算，我國工商業電價平均比美國高45%。美國制造業回歸很大程度上得益于用電成本下降，這一優勢甚至吸引了我國沿海地區一些高載能工業向美轉移。

三是不利于消納電力產能。自2011年以來，全國60萬千瓦及以上火電裝機平均每年增長5600多萬千瓦，但發電量增速卻在零增長附近徘徊。平均發電利用小時數從2011年的4731小時，降到2015年的3969小時，今年還會繼續下降。由于目前大部分地區的電價仍由國家制定，過剩的電力產能無法通過價格杠桿進行疏導。

四是抑制電力需求增長。如果用電比燒煤更有經濟性，廣大農村地區就可以更有效地推動以電代煤。我國工業化、城鎮化進程尚未完成，2015年人均用電4142千瓦時，是OECD國家平均水平的45.4%、韓國和臺灣的1/3。到本世紀中葉，我國要達到中等發達國家水平，電力需求仍有很大增長空間。釋放這些潛在需求，需要電力保持合理、經濟的價格水平。

?煤電矛盾形成機理

出現煤電矛盾的主要原因，是對電價和電量的計劃管理。我國價格主管部門對燃煤火電上網電價和銷售電價，按照煤電聯動的原則進行調整。這是一種模擬市場的定價方式。有關部門根據統計的煤價波動情況，每隔一個周期在全國統一調整一次電價。由于各地的電煤和電力供求情況千差萬別，一次調價的幅度往往很難化解所有矛盾。歷次煤電聯動又存在明顯的滯后性、被動性，往往使供求矛盾越積越多，直到形成全局性的影響。

同時，各地經濟運行主管部門向發電企業分配發電量計劃，計劃內發電量按照國家規定的電價上網，超出部分則要低價上網。

在計劃電價和計劃電量的雙重管制下，電力企業無法根據用煤成本和電力供需情況自主決定電力的生產和銷售的量與價。在這一輪煤電矛盾中，無論煤價漲與跌，工商業電價始終保持在高位。

?理順電價完善電力定價機制

化解煤電矛盾關鍵是讓市場說了算。上一輪煤電矛盾中，一個重要的改革成果是，實現了電煤計劃內與計劃外并軌。但我們遺憾地看到，在這一輪煤電矛盾中，有關方面又在人為地調控煤炭價格和供求關系。在當前沒有全面完成電力市場化改革任務的情況下，要使廣大工商企業保持合理的用電成本，需要從調價和改革兩方面采取措施。

第一，降低工商業電價。在這一輪煤價斷崖式下跌期間，有關部門錯過了降低電價的最佳時機。盡管如此，降價仍有空間。2016年10月31日，秦皇島5500大卡煤價為600元/噸。統計分析表明，這一時點上我國大部分地區一般工商業電價，比相同歷史煤價時的電價高出0.15-0.2元/千瓦時。如果將工商業電價調整到與歷史煤價相當的電價水平，按2015年全國工商企業用電4萬多億千瓦時計算，這將減輕企業成本6000-8000億元。

第二，大幅度擴大電力直接交易和市場化定價的比重。從近年來電力直接交易試點情況看，參加交易的電力大用戶用電成本普遍降低。當前，可以大幅度增加電力直接交易占火電發電量的比重，逐步取消煤電聯動，盡快形成“多買多賣”的電力市場格局。

現在各地在推進電力直接交易中，有的電力調度部門將直接交易的電量從分配給發電企業的發電量計劃中扣除，影響了發電企業的利益。下一步應當按照電力體制改革的要求，下決心取消各地自行制定的發用電計劃，從而減少政府部門對企業售電和用電行為的行政干預，也為電力直接交易掃清障礙。

第三，抓緊推進輸配電價格改革。發電和用電企業自主定價后，過網費執行輸配電價是降低電力交易成本的關鍵。目前，國家已在18個省級電網和1個區域電網開展了輸配電價改革試點，有關部門原計劃用三年時間完成這項改革。考慮到改革的方向和操作內容已無太大爭議，應當加快在全國核定和執行輸配電價的進程;嚴格監管電網企業新建項目，減少不必要的建設支出，防止輸配電價定得過高;加強對輸配電成本監管，取消交叉補貼，將電網企業內部各類交叉補貼由“暗補”改為“明補”;加快電力市場建設，電網企業不再對電力統購統銷，進而逐步退出購電和售電主體。