□　左丰岐　　

　　9月1日起,国家发改委下调了燃煤发电企业上网电价,全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低了0.93分,销售电价总水平不变。但是,本次上网电价调整并非业内期盼已久的煤电价格联动,而是腾出降价空间主要用于疏导脱硝、除尘环保电价矛盾,也就是说本次电价下调无关煤电价格联动。煤电价格联动提出至今已有10年之久,但鲜见这一机制的启动,煤电价格联动难在哪里呢?

　　早在2004年,国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》,决定建立煤电价格联动机制。2012年底,国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》明确,2013年起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,同时将电力企业消纳煤价波动比例由30%调整为10%。

　　纵观过去10年,煤电价格联动只动用了寥寥四次,并且也只有两次是严格意义上的煤电联动,且都是在煤炭价格大幅上涨时期。不过煤电之所以没有联动,并非是因为联动条件没有满足。从2008年标志着煤炭行业风向标的秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价飙升超过1000元/吨,到2011年年底的800元/吨发改委限价令,再到今年9月的不足500元/吨,煤炭价格经历了过山车,早已经达到了联动条件,但是在2008年之后,煤电价格联动机制就再也没有启动过。

　　关于这方面,业内也存在很大争议,支持启动煤电价格联动机制者,认为应严格按上述意见执行；反对者则认为,应当综合考虑宏观调控、环保政策、电价结构调整的需要以及煤、电行业经营环境等方面的因素,暂时不应该进行煤电联动。目前来看,相关政策执行部门应当是采纳了第二种意见,所以暂时未启动煤电价格联动机制。

　　发电行业跟煤炭行业同属基础产业,又属于上下游关系,关联度极大。但是,历史上多次爆发的煤电矛盾对煤电双方均产生了严重的影响。煤企、电企生产经营大起大落,经营业绩两极分化,两者处在翘翘板的两端,不是煤企巨亏,就是电企巨亏,严重影响了能源的安全、稳定供应和行业可持续发展能力。　

　　目前,国内煤炭企业亏损面已超过70%,有9个省出现了全行业亏损。在主要产煤省区的36家大型煤炭企业中有20家企业亏损、9家企业处于盈亏边缘,有50%以上的企业下调了职工工资,部分企业出现了缓发、减发、欠发工资现象。这种情况,电力企业也曾有过。2008年发电企业首次出现全行业亏损,虽然煤电联动后电价上调,但电价上调的涨幅难以跟上煤炭价格的飙升幅度。统计数据显示,2008年原煤单价同比上涨112元/吨,五大电火电行业合计亏损700多亿元,而煤炭行业当年利润超过2000亿元。

　　2008年成为发电企业的一个拐点,此后,发电企业的火电业务一路亏损。截至2010年,五大发电集团运营的436个火电企业中,236个企业亏损,亏损面达54%。而且从2008年后,五大发电集团的负债率均超过了国资委限制的央企70%负债高限。截至2010年底,五大发电集团运营的436个火电企业中,资产负债率超过100%、处于破产境地的企业达85个,占全部火电企业的19%。2013年后,煤炭价格一路下滑,电力企业有所好转,但也受煤电联营所累,自身拥有的煤炭企业成了包袱。

　　我国的煤电矛盾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严重冲撞,是政府、煤企、电企、用户、铁路各方不断博弈的结果,这也远非煤电价格联动机制一个过渡性政策所能解决的。就是在2008年到2012年的“煤价高企电企亏损”时期,煤电联动仅仅启动了两次,规定的6个月为一周期的联动机制并没有兑现。这也从一个侧面证实煤电价格联动机制自身的缺陷,这也是极少动用的一个原因。

　　目前,不论是政府决策部门、煤电企业,还是社会各方都已经认识到煤电双方无论是哪一方暴利或巨亏,都将对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成不利影响,因而应当建立避免煤电产业大起大落,维持长期稳定、供需基本平衡的煤电市场。这需要进一步深化能源体制改革,政府放权于市场,让市场在资源配置中发挥决定性作用,让煤电双方不断磨合,还原煤电市场的本来面目,才能真正激发和释放市场活力,实现煤电产业的协调发展。