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“发电环节,煤炭价格每年确定,波动幅度过大,煤电价格联动机制没能很好反映实际情况,发电企业难以接受30%的消化比例。”国网能源研究院的报告称。
而事实上,除了上述两个环节之外,电力销售环节,对销售电价涨幅也没有限制,未明确调整销售电价结构的措施,在上网电价和煤炭价格联动时同步落实销售电价联动的压力较大。
这也意味着煤电价格联动机制在某些条件下“失灵”,电力和煤炭行业都不满意。除此之外,成品油价格机制和天然气价格机制也面临着舆论的压力,国家发改委此前公开表态,正在研究成品油定价机制中的一些缺陷。
“这才是解决煤电矛盾的根本,但这些工作都需要协调很多部门和行业,做起来并不容易。”上述专家表示。
由于电价调整将不仅反映煤炭价格,而且还包含天然气和核电燃料价格变化,除电煤价格之外,合理核定各种燃料价格、燃料热值、发电燃料消耗水平,才能确定上网电价联动标准。
因此,国网能源研究院的专家认为,采用上网电价变动,销售电价同步调整的方式,并且销售电价联动的应用范围应扩大为随核电、可再生能源上网电价联动。
“同时,电网经营企业的输配电价标准应按照国际通行的输配电价定价机制合理核定。”上述专家认为,不过截至目前,由于电网企业主辅分离还未完成,输配电价无法真实核算,这一环节仍然尚需时日。
上述专家进一步建议,电价应该参照机票价格设置“燃料附加费”,将用户电价分为两部分:正常电价与燃料附加费。“燃料价格的变动将直接地反映到附加费的变动。”上述专家最后表示。
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