中國以煤為主的發(fā)電格局由來已久。一次能源煤炭和二次能源電力，在中國經濟社會發(fā)展中歷史地位的變化，以及體制性改革節(jié)奏的不同步，使得煤電問題乃至煤電價格矛盾如影隨形。國務院確定2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制。從新中國建立70年、改革開放逾40年的歷史視角看，煤電價格聯(lián)動政策應形勢之需而生，在困境中存續(xù)15年，實屬不易。全生命周期地審視煤電價格聯(lián)動機制，有利于電力市場建設理論的總結完善;客觀認識新的“基準價+上下浮動”機制及其挑戰(zhàn)，有利于電力體制改革的進一步深化。

煤電價格聯(lián)動政策出臺前的情況與措施

新中國成立后到改革開放前，配合國民經濟的恢復和產業(yè)結構調整，能源工業(yè)的價格一直處于比較低的水平。1953年全國原煤出廠價格每噸是11.10元，到1971年為17.13元;同時期全國平均電價為每千瓦時0.06416元和0.06596元。

改革開放后國家對煤炭價格做了多次大幅度提高。1979年經黨中央批準煤炭價格每噸提高5元至23元。為實現(xiàn)小平同志提出的到2000年人均國民生產總值達到1000美元的目標，國家提出能源、交通要先行。在鼓勵煤炭增產，實行增產加價、投入產出總承包等措施下，1985年全國煤炭綜合平均價格漲至每噸31元，1991年漲至75元。

作為煤炭下游的電力工業(yè)，計劃體制下燃料加價、納入成本順理成章。1985年的國發(fā)72號文件《批轉國家經委等部門〈關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定〉的通知》對煤電價格傳導明確指出，用國家分配的加價燃料所發(fā)電量，增加的燃料費用納入成本，并相應提高售電價格;允許電網自行組織議價燃料多發(fā)電，對這部分電量，電可加收燃料附加費;電網可以組織用戶自籌燃料，由電網組織有關電廠多發(fā)電，電網統(tǒng)一收取合理的加工費。前述提及的煤價上調后的1980年和1986年，全國平均電價為每千瓦時0.06594元和0.07526元。

1993年國務院批準逐步放開煤炭價格，中國歷史性地出現(xiàn)了“煤炭市場”，當年的煤炭平均出廠價格100元以上，此后煤炭價格不斷上漲。這一時期，電力行業(yè)的價格仍嚴格由國家管控，應對煤炭價格變化的主要措施就是被動跟隨調價。比如：

一是根據(jù)燃料、運輸調價和相繼放開等情況,能源部、國家物價局對電網1993年燃運加價相應實行用電加價的有關事宜進行了部署;

二是為部分補償燃料、運輸價格的上漲對電力成本的影響，國家計委、電力部《1997年電價調整方案有關問題的通知》(計價管437號),調整了各地發(fā)電廠的上網電價、地方指導性電價、銷售電價和夏售電價,各地上網電價調高幅度在每千瓦時0.69分~1.44分;

三是為解決煤炭漲價等因素對電價的影響，調節(jié)電力供求，《國家發(fā)展改革委關于調整電價的通知》(發(fā)改電[2003]124號)將全國省級及以上電網調度的燃煤機組上網電價一律提高每千瓦時0.7分錢(含稅)，用以解決2003年、2004年煤炭價格上漲對發(fā)電成本增支的影響。

上網電價上調后，為疏導電網壓力，銷售電價緊接著調整。以河北省石家莊市的35千伏非普工業(yè)的電價為例，對應上述三個政策，當期的電價每千瓦時1994年為0.299元，1999年為0.48元，2004年為0.575元。

煤電價格聯(lián)動政策及執(zhí)行情況

問題起源自2001年底我國加入世貿組織。為了進一步適應市場經濟不斷發(fā)展和完善的需要，國家在2002年取消電煤指導價，自此煤炭與電力行業(yè)直面相對，“計劃電”遭遇“市場煤”。

面對經濟運行中資源約束矛盾加劇,煤炭、電力供應緊張,價格矛盾突出的情形，為理順煤電價格關系,促進煤炭、電力行業(yè)全面、協(xié)調可持續(xù)發(fā)展,國務院批于2004年建立煤電價格聯(lián)動機制。

2004年12月25日，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見的通知》(發(fā)改價格[2004]2909號)，提出按照“市場導向、機制協(xié)調、價格聯(lián)動、綜合調控”的思路，建立靈活的、能夠及時反映煤價變化的電價調整機制，按電網區(qū)域分價區(qū)實行煤電價格聯(lián)動。以電煤綜合出礦價格(車板價)為基礎，建立上網電價與煤炭價格聯(lián)動的公式;為促進電力企業(yè)降低成本、提高效率，電力企業(yè)要消化30%的煤價上漲因素;上網電價調整后，按照電網經營企業(yè)輸配電價保持相對穩(wěn)定的原則，相應調整電網企業(yè)對用戶的銷售電價;在“主輔分離”前按照電網經營企業(yè)實際的電力購銷價差，作為煤電價格聯(lián)動的基礎;原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期;若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價。

2004年煤電價格聯(lián)動機制建立至2015年，國家共對燃煤標桿上網電價進行了12次調整，其中，2004～2011年的8年時間里分9次上調燃煤機組上網電價，累計上調幅度達到9.936分/千瓦時;2012～2015年的4年時間3次下調燃煤機組上網電價，累計下調幅度達到4.33分/千瓦時。12年間，煤電價格矛盾突出，多次觸發(fā)聯(lián)動條件，但僅僅在政策發(fā)布初期的2004年5月和2005年6月，較為清晰地執(zhí)行過兩次向上調價的聯(lián)動政策，以及2015年4月氛圍寬松地執(zhí)行一次向下調價的聯(lián)動政策。2004年5月上網電價上調2.30分/千瓦時、銷售電價上調2.52分/千瓦時;2005年6月上網電價上調1.174分/千瓦時、銷售電價上調2.494分/千瓦時;2015年4月上網電價下調2.00分/千瓦時、銷售電價下調1.80分/千瓦時。

為適應煤炭電力市場的形勢變化，促進煤炭電力行業(yè)健康協(xié)調發(fā)展，2015年12月31日，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關于完善煤電價格聯(lián)動機制有關事項的通知》(發(fā)改價格[2015]3169號)。煤電價格聯(lián)動機制以年度為周期，以省(區(qū)、市)為單位組織實施;以中國電煤價格指數(shù)2014年各省(價區(qū))平均價格為基準煤價，以與基準煤價對應的上網電價為基準電價，分為電煤價格與基準煤價相比波動按不超過每噸30元、30至60元、60至100元、100至150元、150元以上五種區(qū)間，對煤電價格實行區(qū)間聯(lián)動;上網電價調整后，相應調整銷售電價。

新辦法執(zhí)行后的第二天，即2016年1月1日，按照之前國務院常務會議的精神，實施煤電價格聯(lián)動，上網電價和銷售電價分別下調了3.00分/千瓦時。2017年1月，根據(jù)煤電價格聯(lián)動計算公式測算，煤電標桿上網電價全國平均應上漲0.18分/千瓦時，不足規(guī)定的聯(lián)動觸發(fā)條件0.20分/千瓦時，據(jù)此，2017年1月1日全國煤電標桿上網電價未作調整。2017全年的平均電煤價格指數(shù)515.99元/噸，較2014年的444.44元/噸高出71.55元/噸，達到觸發(fā)條件，但2018年1月1日未實施煤電價格聯(lián)動。

煤電價格聯(lián)動政策的歷史成績與問題

基于燃料價格的電價調整不是我們的首創(chuàng)，美國、日本以及我們的香港地區(qū)都是類似機制。但在WTO框架下，結合中國國情，我們提出的煤電價格聯(lián)動政策，注重了煤炭企業(yè)、發(fā)電企業(yè)和用戶三者利益的相對平衡，注重了在疏導與聯(lián)動中對發(fā)電企業(yè)的激勵機制，明確了政策觸發(fā)機制和具體實施方案，力圖將制度與規(guī)則挺在前面，使市場在資源配置中起應有的作用，減少政府“有形之手”的作為，該政策應歷史性地予以肯定。

回顧煤電價格聯(lián)動政策出臺前的情景和政策出臺后執(zhí)行中的情況，我們認為煤電價格聯(lián)動政策有三方面成績。一是在“市場煤、計劃電、推電改”的進程中，建立了一套理論體系較為完善的經濟制度，為政府部門維護市場秩序，提供了簡潔明快、行之有效的政策工具。二是在復雜的經濟社會環(huán)境中，在上游的煤炭行業(yè)實施供給側結構性調整和下游的工業(yè)企業(yè)降成本提效益的夾縫間，勇敢地進行了數(shù)次政策實踐。三是在煤電價格聯(lián)動政策實施多年的經驗教訓基礎上，在聽取多方意見建議后，對政策進行了較大程度的豐富和完善。

在充分肯定成績的同時，也應看到機制設計及其實際執(zhí)行時面臨的復雜問題。一是制度設計偏理想。我們都認同，價格靈活反映市場供求、價格機制真正引導資源配置、價格行為規(guī)范有序;我們也都認同，電價不應一直作為政府的宏觀調控手段。但制度設計之初應預判到，不同的經濟景氣程度，從社會發(fā)展的大局著眼，聯(lián)動機制實施的可行性問題。二是機制修訂稍倉促。2002至2012年煤炭行業(yè)“黃金十年”間，電煤價格矛盾尖銳，價格聯(lián)動機制多次無法有效實施的教訓歷歷在目，2015年底在修訂機制時，對原有機制的經驗教訓汲取不足，新機制有改善之處，也有退步之處。三是政策執(zhí)行偏被動。特別是在煤電價格聯(lián)動機制觸發(fā)條件后、社會各界訴求強烈時，缺乏解釋溝通工作。

上述問題的背后，不僅僅在于煤電這一局部問題本身，而是反映出政府對電力“商品”與“公共品”屬性的糾結，社會對電力在國民經濟中地位的認識分歧，行業(yè)對中國電力市場化發(fā)展路徑的迷茫。

煤電價格迎來新機制

2019年9月26日的國務院常務會議決定，“抓住當前燃煤發(fā)電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網電價的時機，對尚未實現(xiàn)市場化交易的燃煤發(fā)電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網電價機制，改為‘基準價+上下浮動’的市場化機制”。“制度的生命力在于執(zhí)行”，認真貫徹落實好新的機制，要高度重視新機制面臨的挑戰(zhàn)。

首先，必須清醒地認識到，煤電矛盾并沒有自動消失。煤電經常出現(xiàn)的價格矛盾，是計劃經濟向市場經濟過渡過程中的必然產物;中國的電力市場走向相對成熟，至少還需要十年以上;中國大多數(shù)省份的電力系統(tǒng)中，煤電仍將發(fā)揮十分重要的電力電量平衡與保障作用。因此，煤電價格的矛盾仍將“冷酷地”存在，只是經濟運行中政府部門轉變了角色。

其次，新機制與電力市場規(guī)則的銜接，需要制度補強乃至創(chuàng)新性地進行制度再設計。國務院常務會議進一步闡釋新機制指出，“基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定”。《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9號)的配套文件二，即《關于推進電力市場建設的實施意見》，提出“逐步建立以中長期交易規(guī)避風險，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”，目前全國已有八個省份開展電力現(xiàn)貨市場試點，國家發(fā)展改革委已要求其他各省份盡快完成現(xiàn)貨市場方案制定。我們必須在邏輯上闡明，在有限的上下浮動空間，何謂“發(fā)現(xiàn)價格”。進一步講，我們需要的是建立健全中國現(xiàn)代電力市場體系，考慮政治、經濟、社會的多(強)約束，統(tǒng)籌市場競爭機制和兜底服務機制、綠色發(fā)展機制、區(qū)域協(xié)調機制。

最后，十分重要的是，將煤炭和電力作為統(tǒng)一大市場加以監(jiān)管，筑牢新機制的實施環(huán)境。新成立的國家市場監(jiān)督管理總局，要發(fā)揮應有作用，打擊操縱市場等價格串謀行為。國家發(fā)展改革委、國家能源局應會同銀保部門，抓緊研究金融避險工具。國務院國資委要有效管控國有企業(yè)，克服轉型中的困難，支持和積極參與電力改革。