“煤電頂牛”由來已久，根源在于市場煤和計劃電交織下缺乏價格調整機制，無法向用戶直接傳導。特別是去年三、四季度，受多因素疊加影響，煤價大幅飆升，煤電全面虧損，導致缺煤限電，影響經濟運行。進入2022年，煤電仍然面臨煤價高位運行、企業持續虧損、能源保供壓力大、安全隱患增加、改造任務艱巨、未來發展堪憂等問題。因此，如何有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格形成機制，實現動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”，化解“煤電之憂”，推動煤企、電企、用戶協調發展，成為近期煤炭行業、電力行業、工商企業以及國家有關部門、地方各級政府高度關注的焦點。

值得高興的是，國家有關部門在缺煤限電、能源保供的關鍵時刻先后推出了兩個重磅文件，去年10月的1439號文《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》與今年2月的303號文《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》。其核心精神為管控煤價與疏導電價并舉，實現煤電合理比價、上下游協調發展。

具體內容為“兩個明確”：一是明確煤價合理區間。秦皇島港5500大卡下水煤基準價由以前的535元/噸上調至675元/噸，合理區間為570~770元/噸，并首次從“源頭”明確了晉、陜、蒙三個重點產區的出礦環節價格區間，實現“上限保電、下限保煤”。二是明確合理區間內煤、電價格可以有效傳導。在去年放開全部燃煤發電量上網電價，推動工商業用戶全部進入市場的基礎上，煤電企業可通過“基準價+上下浮動不超過20%”的電價機制傳導煤價在合理區間內的變化，實現“區間對區間”。同時，為實現“穩預期、穩供應、穩經濟”，提出了“三項保障措施”，即提升煤炭供需調節能力，強化市場預期管理，加強煤、電市場監管。

應該說，這兩個文件猶如“及時雨”，抓住了“煤電頂牛”這個主要矛盾、“煤價失控”這個矛盾的主要方面，突破了連年“降低用能成本”的政策桎梏，以中長期煤、電交易為重點，運用行政、市場、法治等多種手段，圍繞煤電產業鏈的體制機制作出系統性改革，構建了理順煤電關系的邏輯框架與市場調控機制，堪稱“仙人指路”，繪就“商業天堂”。可以預見，這對防止煤價大起大落，形成“能漲能跌”的市場化電價機制，緩解煤電企業“入不敷出”以及“生存難、改造難、發展難、保供難”，恢復正常經營，實現可持續發展將起到重要作用。

但是，不折不扣落地是關鍵。平心而論，實現國家構想的煤電和諧共存、協調發展的“理想場景”，落實上述煤電矛盾的“破解良策”，仍然面臨許多不確定因素和不同利益主體的博弈，對政府監管能力和水平也提出了新的更高要求，迫切需要我們總結經驗教訓、遵循經濟規律、落實邊界條件、實現市場對接、加強市場監管。

總結經驗教訓，堅守煤電聯動，

回歸“合理電價”

去年之所以缺煤限電，根本原因是煤電矛盾始終沒有得到有效治理，上下游的體制機制沒有徹底理順，與“十三五”實施煤炭去產能、降低用能成本、取消煤電聯動、工商業電價“只降不升”等政策有關系。

多年來的實踐證明，無論是起始的“燃運加價”，還是后來的“煤電聯動”，既體現了煤電作為一次能源煤炭的“轉化”載體，不同于風光電等可再生能源；也是遵循價值規律、理順煤電關系的一把“金鑰匙”。因為“煤”熔在“電”里，成本是價格的有機構成，煤電聯動是一種“長在身上”的內在機制。這就像人渴了要喝水、餓了要吃飯的生理現象一樣，是不能被忽視取消的。

但是，“十三五”期間，出于經濟穩增長的需要，電價成了宏觀調控的一種手段。煤電聯動政策在實際執行中，不是不及時、不到位，就是被擱置、被取消，成了“鏡中花”“水中月”。2020年起停止煤電聯動，煤電價格由標桿電價改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。原本以為取消煤電聯動是關上“一扇窗”，新的市場定價機制是打開“一道門”，但文件規定的卻是當年“不上浮”，確保工商業電價“只降不升”，下一年電價才能“上浮10%、下浮15%”。

同時期煤炭供需情況如何呢？隨著“煤炭去產能”10億噸政策的推進、落實，煤礦減少，單產提高，區域集中，運距變長，電煤應急調運難。而且，從2016年下半年開始，電煤供應日趨緊張，煤價一路走高，煤電企業燃料成本大幅上升、虧損面不斷擴大。結果是“救起煤炭、傷及電力”。
“降低用能成本”政策又貫穿整個“十三五”,實際演變為單一降電價，而且政府、市場雙管齊下，力度之大史上罕見，這完全與2015年中共中央、國務院新電改9號文確定的“合理電價”目標相悖。通過有形之手，2016年起煤電標桿電價凈降2分/千瓦時，又通過電改市場化交易，連年降價讓利。一般工商業電價在2018、2019年各降10%的基礎上，2020年再降5%。據統計，五大發電集團的入爐綜合標煤單價2021年達到了961元/噸，比2015年481元/噸提高了93%，而同期的平均上網電價不僅沒有增加，反而下降了0.8%。

上述政策確實一時刺激了經濟增長，但造成電力與煤炭、油氣比價關系嚴重扭曲、能源供應鏈斷裂、煤電矛盾大爆發，對電力行業特別是煤電造成了不小的沖擊，也給去年的缺煤限電留下了嚴重的隱患，最終影響了經濟增長與社會穩定。因此，我們亟需從缺煤限電事件中總結經驗教訓，遵循經濟規律，校正方位再出發。

一是要貫徹系統原則，綜合平衡，協調發展。制定規劃、出臺政策、推出方案，我們不能單打獨斗、顧此失彼，“政出多門、各管一攤”“管安全、管發展，不管經營、不管盈虧”；既要從“風光水火儲”“源網荷儲用”一體化出發，也要從煤電上下游產業鏈出發，更要從“煤電油氣運”“能源產供儲銷”出發進行前瞻性謀劃和整體布局，防止畸輕畸重、巨盈巨虧、缺煤限電、臨時應急、行政施壓現象的發生，實現“保障用能、能源轉型、經濟發展”的有機統一。

二是要遵循經濟規律，反映能源市場供需變化，建立公平有效的價格傳導機制。缺煤限電事件至少帶給我們一些啟示，從保障能源安全、國民經濟發展的高度，遵循經濟規律和電力運行規律，還原電力商品、電力企業屬性，發揮電價、補貼、信貸、稅收、投資回報率等經濟杠桿作用，增強電力企業的投融資功能與可持續發展能力。特別要對前述“十三五”的一系列煤電政策進行重新評估，對煤電矛盾及其帶來的影響要有深刻的認識，對煤電關系的處理要符合煤、電市場的運行規律，對煤電聯動機制要在長期堅守中創新、完善，對新電改確定的“合理電價”目標要有理性回歸，讓能源企業與社會成員公平承擔國際通脹、能源轉型、電力保供應付出的代價。

近期推出的兩個重磅文件，正是對上述方面進行了校正、完善以及新的探索，以避免造成能源電力危機、經濟社會系統性風險。

落實邊界條件，實現煤、電兩個市場對接，

理順比價關系

近期303號文一出，一些媒體紛紛樂觀報道，“煤電頂牛”迎來破題良策，“煤電頂牛”有解了。如前所述，此文確實有利于緩解煤電矛盾，構想了煤電“和諧共存、協調發展”的理想場景，但由于煤、電市場特點不同，情勢復雜、變化快捷，實際落實困難不小。

煤炭市場“野性足”，有效管控煤價難

煤炭市場改革早、市場化程度高，是一個國內、國際交融的市場，是一個煤、油、氣可以互相替代又互相影響的市場，也是一個易受氣候、環境、疫情、戰爭、供求關系、地緣政治、能源政策等多種因素影響、價格波動起伏明顯、政府不易管控的市場。

2016年開始，我國推進長協煤簽訂工作，執行“基準價+浮動價”的定價機制，確定下水煤基準價為535元/噸，國家要求穩定在500~570元/噸的綠色區間。但實際執行的結果，綠色區間屢屢被突破，長協煤合同兌現率也不高。特別是去年煤炭市場出現了罕見的“煤超瘋”現象。無論是煤炭價格指數，還是燃煤電廠入爐綜合標煤單價，都創歷史新高。代表性的秦皇島5500大卡動力煤價猶如“脫韁的野馬”，一路飆升，沖高到2600元/噸；去年五大發電集團入爐綜合標煤單價高達961元，大漲50%。盡管隨著國家保供穩價措施的落實，歲末年初煤價有所回落，但仍上了一個新臺階，且受到動蕩的國際環境和國內煤炭需求影響，要把煤價控制在570~770元/噸區間內合理浮動，難度可想而知。

電力市場平衡穩定，有效傳導成本不易

電力市場基本上是一個多層次、多環節、交易復雜、影響廣泛的國內市場，而且是一個正在改革、市場化程度并不高的新興市場。目前市場主體、市場規模、電價機制以及交易的規則、品種、方式、范圍都在發展變化，下一步將繼續深化市場化改革，健全多層次統一電力市場體系，完善中長期市場、現貨市場、輔助服務市場，探索建立容量市場，開展省內交易、省間交易、跨區域交易以及綠電交易。

當然，電力市場也是一個供求總體平衡、國家嚴格管控、電價變化相對穩定的市場。盡管我國取消了煤電聯動政策，推出煤電市場化價格機制，電價隨燃料成本和供求關系變化“能漲能跌”，但為了實現“六穩”“六保”，我國不會允許出現嚴重的電力短缺，也不會讓市場主體操控市場，像西方純市場經濟國家一樣出現電價狂飆現象。國家對電價的上浮比例進行了20%的嚴格限制，對新能源要求“平價上網”。同時，一直保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定。

2015年新電改以來，我國電力市場總體供需平衡甚至過剩，煤電的市場交易價格始終低于標桿電價，工商用戶一直分享電改紅利。2021年缺煤限電發生，在國家強力干預下電價才有所突破，允許電價上浮20%，但實際在各地落實起來很難，平均只傳導了16.6%，導致全國煤電企業虧損面超過80%、虧損額超過3000億元。與之形成鮮明對比的是，歐洲多國受天然氣價格上漲等因素影響，去年電價漲幅超過200%。

落實邊界條件，實現“基準對基準，區間對區間”

為理順煤電比價關系，實現煤電企業扭虧為盈，促進煤電產業協調發展，必須要千方百計落實下列邊界條件。

煤炭行業。有序釋放煤炭先進產能，煤炭自給率超過90%，日產量穩定在1200萬噸以上，煤炭市場供應保持總體寬松；秦皇島港5500大卡下水煤中長期交易基準價執行675元/噸，控制在570~770元/噸區間內合理浮動，晉、陜、蒙三個重點產區嚴格執行出礦環節的價格區間。

電力行業。電力市場供需基本平衡，煤機利用小時大致穩定在4300小時左右；煤電上網電價上下浮動比例不超過20%；電力中長期交易電量達到90%；視市場變化能靈活采購自產煤、進口煤、市場煤平抑煤價。

政府部門。保障煤炭產能合理充裕，建立政府可調度煤炭儲備；健全成本調查和價格監測制度，規范煤炭價格指數編制發布行為；嚴禁對合理區間內的煤、電價格進行不當干預；當煤價超出合理區間，動用儲備、增加產能、依法監管，引導煤價回歸；加強煤、電中長期合同履約監管，強化期現貨市場聯動監管和反壟斷監管，及時查處價格違法違規行為。

煤電雙方。發電供熱用煤中長期合同100%全覆蓋。供需企業要每月線上報送合同履行情況，保證合同月度履約率不低于80%、季度和年度履約率不低于90%。

電力用戶。在電力中長期交易合同中明確上網電價與煤炭中長期交易價格掛鉤條款；接受煤電上網電價上下浮動不超過20%，高耗能企業不受此限。

可見，落實上述邊界條件涉及內容多、變化快，而且主體不同、存在利益博弈，要實現煤、電市場有效對接難度很大。今年2、3月，由于能源保供、復工復產，國內煤炭需求增加；再加俄烏戰爭影響，國際煤油氣價飆升，國內煤價與國際煤價迅速出現“倒掛”，煤電企業不得不減少采購進口煤，轉向國內北方港，導致下水煤供應緊張、煤價反彈。近日，秦皇島港5500大卡下水煤實際成交價已突破1700元/噸。二季度，隨著供熱季結束、水電出力增加以及長協煤合同簽訂工作的推進，煤價能否回落仍需觀察。據了解，今年煤電電價上浮20%總體進展基本順利，但也有7個省區還沒有完全落實，有的不上浮、有的打折扣，影響煤電減虧扭虧。

近年來，國內各省煤電企業基準電價在0.3~0.45元/千瓦時，平均約為0.38元/千瓦時，這對應的是過去535元/噸下水煤基準價。今年初，國家根據煤價上了一個新平臺的實際情況，對煤炭基準價調增為675元/噸。為體現公平對等原則，消除煤電歷史虧損，應對不確定因素的影響，穩固煤電企業收益，建議國家在適當時機，相應提高平均燃煤基準電價到0.45元/千瓦時，并與新能源定價機制解耦，電價上下浮動20%的比例仍不變，實現“基準對基準，區間對區間”，以充分發揮煤電兜底保供、系統調節、安全備用的作用。