随着煤价的上涨，发电企业再次承压。
“如果说2003年初至2010年期间的上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，2011年底持续至今的这一轮煤电矛盾则是广大工商企业。”中国国际经济交流中心特约研究员范必对21世纪经济报道记者（以下简称《21世纪》）分析。
范必解释，这一轮煤电矛盾呈现了新的特点。电网企业效益得到保证；发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动；下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。
范必建议，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。
煤电联动滞后于煤价波动
《21世纪》：五大电力集团煤电板块利润从今年9月由正转负，10月亏损额扩大至26亿元。同比下降63%。你认为这是什么原因造成的？
范必：原因在于煤电联动滞后于煤价波动。煤电矛盾是我国煤电关系中的老问题，最新一轮的煤电矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。
为了分析煤价与电价的关系，我们假设将山西的火电送到北京，看一看它们在本轮煤价波动中的轨迹。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤平均价格为855元/吨。之后出现断崖式下跌，2015年11-12月为370元/吨，跌幅达56.7%。近半年又有所回升，2016年10月底为600元/吨。
当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价（1千伏以下峰电）为1.194元/千瓦时。在电煤价格开始大幅下跌后很长一段时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价，而是提高了电价。山西火电上网电价在2011年12月-2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦；北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。
今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧结构性改革“降成本”的一个亮点。但是，这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内，目前全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。
与此同时，售电和购电的价差却不断扩大。假如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到2016年10月的1.0797元。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比重从2011年的69%提高到2016年的77%。
这些情况说明，在这一轮煤电矛盾中，电网企业效益得到保证；发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动；下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。如果说上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。
《21世纪》：出现2011年以来的这一轮煤电矛盾的原因是什么？
范必：这主要源于我国对电价和电量的计划管理。我国价格主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价，按照煤电联动的原则进行调整。这是一种模拟市场的定价方式。有关部门根据统计的煤价波动情况，每隔一个周期在全国统一调整一次电价。由于各地的电煤和电力供求情况千差万别，一次调价的幅度往往很难化解所有矛盾。历次煤电联动又存在明显的滞后性、被动性，往往使供求矛盾越积越多，直到形成全局性的影响。
同时，各地经济运行主管部门向发电企业分配发电量计划，计划内发电量按照国家规定的电价上网，超出部分则要低价上网。
在计划电价和计划电量的双重管制下，电力企业无法根据用煤成本和电力供需情况自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电矛盾中，无论煤价涨与跌，工商业电价始终保持在高位。
“调价和改革”双管齐下
《21世纪》：如何化解煤电矛盾？
范必：关键是让市场说了算。在当前没有全面完成电力市场化改革任务的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，需要从调价和改革两方面采取措施。
第一，降低工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间，错过了降电价的最佳时机。尽管如此，降价仍有空间。2016年10月31日，秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表明，这一时点上我国大部分地区一般工商业电价，比相同历史煤价时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。如果将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算，这将减轻企业成本6000亿-8000亿元。
第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。
现在各地在推进电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除，影响了发电企业的利益。下一步应当按《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于有序放开用电计划的实施意见》的要求，下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。
第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，应当加快在全国核定和执行输配电价的进程；严格监管电网企业新建项目，减少不必要的建设支出，防止输配电价定得过高；加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”；加快电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而逐步退出购电和售电主体。
