对破解煤电矛盾的救急与治本的11条建议

原因二

全球范围的能源价格涨价和煤炭供需偏紧，进一步推高了电煤价格。澳洲等海外煤炭几乎没有进口。2021年1月~7月，我国动力煤累计进口1.4亿吨，同比下降7.9%。

原因三

上半年，全国原煤产量同比增长仅6.4%。增幅不及同期电煤消费、用电量消费增幅的一半。受环境监管、“能耗双控”等多重刚性政策约束，很多省份如江苏、山东、安徽、四川、青海及甘肃等地关闭了不少煤矿，导致煤炭缺口主要靠晋陕蒙三地来保障。

原因四

能耗双控考核与煤炭去产能对企业有影响。火电、煤炭都是双控对象。去年年底个别地方也出现过通过限电来控制能源消费总量的情况，今年以来，小煤窑关停了10亿生产能力，占比大概是六分之一。显然，能耗“双控”重要，有些政策落实不应一刀切，统筹兼顾是个本事。

原因五

国家发改委一直督促的煤电长期协议多数在2021年形同空文。就全国而言，近几年的煤炭中长协合同量，占到了全国煤炭市场的70%以上。今年以来，中长协大部分都违约了。因为煤炭价格一直在涨，从1月涨到10月，年初煤炭价格一吨700多元，现在已经涨到近2000元了。这个价格情况下，煤炭企业谁还愿意执行原来的合同？现在电煤的价格基本都是按照现货甚至期货价结算。有煤就算不错了，很多电厂是找煤都找不到，量都不保，还谈什么价格？

原因六

民营发电厂因为亏损而停产。对于电厂而言，即便是拿到了煤炭资源，由于上网电价基本是固定的，按现货价发电，发一度就是亏一度。现在全国火电厂大部分都是亏损的。

原因七

很多火电厂的负责人都去抓新能源了。自2020年中国提出碳达峰碳中和以来，新能源投资与开发再次提速，同时，能耗双控压力持续加大，导致这种“刮风”的结果。

原因大概如此。

我们重视的，电荒是短期紧缺，还是长期矛盾爆发？从根本上说，煤和电就像一个跷跷板，这头抬高，那头就压下来了；那头高了，这头就落下来了，长期处在一个对立的状态之中。今年的限电，大体上还是属于被这个规律所支配着。

关键时刻，发改委出面了。

10月12日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。通知称，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。市场交易电价浮动范围原则上扩大至均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，迈出我国电力市场化改革的跨越性步伐。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。如果政策落实下来，影响是很大的。以安徽省为例，目前基准电价在0.3844元/度，上浮20%就是7分多，可以缓解200多元/吨的煤价成本。发电的国企可以松一口气。当然，上浮空间是否能到20%，各个地方不会完全一样。通知自2021年10月15日起实施，市场传导尚需时日，什么时间到位，发电企业也急得不得了。

从政府调控角度，提出五条建议

煤炭价格过快上涨，引起了国家有关部门以及各地的重视。10月19日至10月31日，国家发改委连续发文，内容涉及研究依法对煤炭价格实行干预措施、依法加强对煤炭中长期合同履约信用监管、座谈煤电油气运重点企业保供稳价、严厉查处资本恶意炒作动力煤期货、赴地方督导煤炭保供稳价、实地调查煤炭价格成本、严肃清查整顿违规存煤场所、研究煤炭企业牟取暴利的界定标准等。

这些措施都很好，然而从根本上化解矛盾，为期还远。

我这里提出几条建议。一个是眼前怎么做，一个是长期怎么做。从根本上讲是市场化改革的问题。从短期看有五条，从长期看，有六条。关键是体制改革，依靠重组来破题。

建议一

提高电价要落实。上浮空间是否能到20%，有个时间差。说实话，即使真调整了价格，也不能缓解电企的亏损。因为按目前的形势，电价上调后，很快就会被煤价吞噬。电价上调一分钱,总会引发电煤价格上涨四五十元,反倒亏得更多。但是，从救急考虑，还是提价能解决燃眉之急。电价上去了，今年年底考核也好看一点。

建议二

改革电力系统内部体制，降低电网利润。火电企业处于水深火热的同时，电网即坐享丰厚利润。缓解电荒的合理政策选择就是，以电网的部分利润弥补火电企业的亏损，提高火电企业的发电积极性。由于电网企业居中垄断，电力体制改革被称为‘没有交易主体’的市场化，这是另外一番话了。

建议三

压低电煤价格。如果电价提高了，煤碳也跟着在提高，那这样就又回到原来了。目前解决短缺的办法就是给电厂积极性，让它有钱去买煤，让它有动力去发电等等。目前仅仅提高电价已经决定不了问题，必须思考如何把煤价，比如各种环节上涨的幅度或者不涨，这个是现在政策上、设计上应该思考的问题。

建议四

政府加大对电厂的补贴力度。短期内国家加大对电厂的补贴力度更为可行。

建议五

监督电煤企业长期协议的执行。在煤炭价格浮动期间，国家能源和中煤集团始终坚持按合同供应长协煤，而长协煤结算价格远远低于现行市场价格。今年1-9月，国家能源集团供应长协煤4.37亿吨，累计向社会让利超400亿元。中煤集团9-12月预计供应东北煤炭量约430万吨，按照目前市场价格测算，将向市场让利金额约20.5亿元。从长期协议的执行看，还是央企过得硬、信得过。

从市场体制改革角度，提出六条建议

导致当下电力紧张频发的根本症结，仍是“市场煤”与“计划电”间的矛盾。简单地上调终端电价或许可以让“电荒”现象稍有延后，但却未能触动电力市场的问题肌理。从长远看，只有在煤电市场全方位引入市场竞争机制，才可能畅通价格传导渠道。出路在于能源体制市场化改革，让资源品价格尽早走上市场化道路。国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，总算向前迈出一大步，值得欢迎。

总体上看，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。

国家发改委、国资委都回归运作秩序监管职责。一旦市场调控在电力等资源品领域里发挥主导作用，那么包括竞争博弈、价格发现等机制将会发挥积极作用。理顺煤电体制，才可能改观“有煤不卖、有电不发”的怪现象。广大消费者也会因供给方的竞争而多方受益。

届时，发改委将不必再为探寻合理电价而烦忧，国资委也就不会再组织“供电保卫战”了。

建议一

煤电合并重组。2008年-2011年，煤价大涨后，合同煤的兑现率不到30%，事实证明，仅仅靠签订协议难解煤电矛盾，于是神华与国电集团层面的合并重组出现了，也为化解煤电矛盾提供了新思路。既然解决不了既定矛盾，那就变为内部矛盾，内部解决，发改委也不会中间为难，政策也能有的放矢。这一轮电荒后，“神华与国电合并重组模式“必会出现。

建议二

中央电力企业与地方国企煤炭企业煤电一体化重组。企业煤电博弈牵扯到地方与中央的利益博弈。价格难降电煤价格在国家发改委明令禁止涨价后仍持续上涨，牵扯到地方与中央的利益博弈问题。事实上，对于合同煤价格的明降暗涨，相关主管部门早已知悉，只是碍于中央统调的发电厂与地方国有煤炭企业的利益关系难以调和。五大发电集团均为国务院国资委统一管理的中央企业，大型煤炭集团除国家能源集团、中煤集团外则均为地方国企。就像宝钢那样与地方我国企大规模重组，在能源行业也可以来一下子。这件事，我在五年前就呼吁了。可惜，没有引起重视。

建议三

解决“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。如果电厂买煤的“积极性”不高，电煤库存就会出现不足，遇上如气候原因增加运煤的难度，水电出力不足，或其他突发事件，局部电力短缺就出现了。也就是说，现行价格问题下，局部电力短缺似乎很难避免，是否导致大面积电力短缺，取决于煤炭的价格上涨幅度。如果不尽快解决煤电矛盾，这种局部缺电可能成为常态。

建议四

激活电力市场竞争，打破“电老虎”单方面话语权。从根本上讲，电力体制改革才是解决煤电矛盾的最终出路。还须激活电力市场竞争，让民营企业与国有电力企业在市场框架内博弈。电力行业实行垄断，缺乏竞争，造成很多发电企业发不发电都一样的心态，即便是电力供应紧张，发电企业仍然可以以亏损为由不发电。你不发电，民营企业就会发，利于竞争。

建议五

理顺价格机制才能消解煤电困境。当前煤电企业之所以普遍面临“经营危机”，表面看是源于“煤电顶牛”这一老问题——煤企大赚、电企大亏，但问题的本质出在电价机制没有理顺。电厂买煤卖电，是典型的“中间商”，本可以将成本顺利地疏导出去，但当前的电价形成机制，阻碍了成本的疏导，进而一次又一次地让煤电企业陷入集体亏损的困局。我国目前的情况，更应该关注市场本身在价格传导顺畅性、风险管理完善程度等方面存在的问题。通过推动煤电、工商业用户全部进入市场，进一步扩大市场范围，从而建立起顺畅且闭环的价格传导机制。

建议六

可以保持一块中央企业垄断地位。电价完全市场化会使国家能源安全供给陷入乱局。不能一味认为将煤价市场化了，电价就必须市场化。电价无法市场化的一个很重要的前期，就是一旦放开对电价的管制，面对完全市场化的煤价，很多电力企业也会罢工。这时候需要保持一支政府完全控制的力量。当然是一块，而不是整体。

时至今日，无论是国家大环境，还是行业小环境，都对电价上涨形成有效支撑。我们对今冬明春能源供应保障充满信心，对能源行业国企改革也充满期待。

我们期待煤电不再大战，期待中央企业不再打这样的“供电保卫战”或者“供煤保卫战”。

顺便说到，国企改革三年行动年底要考核，对70%目标任务收尾。要从这三年的实际情况出发，比如说国家能源集团、中煤集团保证协议的执行；包括国家能源集团在重组中煤电一体化的成效，值得好好总结，这也应该是三年行动考核的加分内容。对因积极履行职责影响当期经营业绩的，在考核指标中予以剔除。保供贡献突出的适当给予加分奖励。