煤電矛盾正在尖銳化。近日，一份《請示書》在網絡上流傳，11家燃煤發電企業聯名給北京市城市管理委員會（以下簡稱北京城管委）上書，向主管部門「哭窮」。
　　流傳的文件指出，隨著全國燃煤價格大幅上漲，並持續高位運行，京津唐電網燃煤廠成本已超過盈虧平衡點，與基準電價嚴重倒掛，部分企業已出現資金鏈斷裂。根據《請示書》的落款、公章，11家企業包括了大唐發電、國電電力、京能電力、華能集團、華電集團與華潤電力等電力行業的上市公司、龍頭企業及其分公司。
　　這份《請示書》的核心訴求是，上浮交易價格。其中一家企業的工作人員向《中國新聞周刊》證實了網上流傳文件的真實性，並表示，上書至今，此事並無太大的進展。
　　煤與電這兩個行業的矛盾，由來已久。今年因煤價高企，博弈分外激烈。博弈是否會傳導到用戶側，居民電價、工業電價是否會因此調整，仍是未知數。
　　「麵粉比麵包貴」
　　《請示書》描述的京津唐48家燃煤發電企業的現狀，可謂觸目驚心。「京津唐電網燃煤廠成本已超過盈虧平衡點（僅考慮燃料成本情況），與基準電價嚴重倒掛，燃煤廠虧損面達到100%，煤炭庫存普遍偏低，煤量煤質無法保障，發電能力受阻，嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩定供應，企業經營狀況極度困難，部分企業已出現了資金鏈斷裂。」
　　北京市電力行業協會提供給《中國新聞周刊》的資料也證實了上述現狀。北京市電力行業協會的五家發電企業，分別是岱海發電、京隆發電、涿州熱電、秦皇島熱電以及三河發電，截至今年7月底，五家發電企業虧損面100%。涿州熱電、三河發電是其中虧得較少的，七個月分別虧損了0.2億元和0.3億元。虧損最多的是京隆發電，七個月累計虧損1.92億元。
　　虧損是因爲發電燃料成本與基準電價的倒掛，可謂「麵粉比麵包貴」。以京隆發電來說，7月，該發電廠的單位燃料成本是334.99元/兆瓦時，而基準電價是326.88元/兆瓦時，發電燃料成本比基準電價還高出8.1元/兆瓦時。
　　華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海告訴《中國新聞周刊》，發電廠除了燃料成本，還有水費、排污費、資本折舊、維修費以及人員工資等其他成本。據他測算，按照目前的煤價水平，這些燃煤電廠每發一度電，大約要虧一毛五分錢。在京津唐的煤電企業中，中長期交易電量約占全年發電量的60%左右。袁家海說，簽訂長期合同時發電廠通常會讓利，披露的數據是每度電再降八分到一毛錢左右。因此，履行長協的話，發電廠每發一度電，會虧約兩毛五分錢。
　　造成「麵粉比麵包貴」的局面，煤價持續數月上漲是直接原因。對燃煤發電廠來說，燃煤成本是最大的成本支出，占比六七成。而在過去的幾個月間，因煤價的不斷攀升，燃煤成本占比越來越高，當前甚至占總成本的八九成之多。
　　以上文提到的1至7月虧損最爲顯著的京隆發電來說，7月，該廠的入廠標煤單價是825元/噸，去年同期的價格是410.42元/噸，價格翻了一倍。北京市電力行業協會指出，其餘的四個發電企業，7月標煤單價最少也比去年同期漲了45%。
　　煤價站上歷史高位，是多方面因素導致的。長江學者、厦門大學中國能源研究院院長林伯强告訴《中國新聞周刊》，最重要因素有二：一是經濟，二是季節。通常來說，煤價的高企，是二者叠加所致。
　　從經濟因素看，今年國內經濟持續恢復，作爲經濟運行的晴雨錶，社會用電量超出預期。2月，中國電力企業聯合會預計，今年的全社會用電量將增長6%～7%。而根據國家能源局的最新數據，1月到7月的全社會用電量，已同比增長15.6%，遠遠超出中電聯的預計。
　　另一個因素是季節性因素，夏季、冬季是用電高峰，電力行業有個說法，叫「迎峰度夏」。而今年的特殊之處在於，降雨偏北，導致水電發達的南方省份，水電出力較弱。因此，許多發電需求集中在了火電上。此外，今年的大宗商品漲價、內蒙古對涉煤領域腐敗「倒查20年」等因素，都共同叠加，形成了助推煤價上漲的合力。生意社的數據顯示，9月10日，唐山曹妃甸動力煤報價1200元/噸。三個月前，該數據是925元/噸，漲幅爲29.7%。
　　無法傳導的煤價
　　如果隨著煤價的上漲、發電成本的提高，電力行業的電價也一並提高，燃煤發電企業不會陷入當前的困境。但當前發電企業所面臨的電價困境在於，煤價無法傳導至電價。這一問題在我國由來已久，過去的十多年間，因煤價上漲、電價却無甚聯動，發電企業曾多次上書。
　　2004年底，我國出臺了「煤電聯動」政策，如半年內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，則電價也相應地作調整。之後的兩年裏，我國兩次啓動煤電聯動政策。
　　2007年，因糧食、猪肉等物價大幅上漲，CPI達33個月來新高，國家因此遲遲沒有調整電價。大唐、華能、華電、中電投、國電這五大發電行業的龍頭企業，集體上書國家發改委，懇請儘快在煤炭價格漲幅大的重點區域啓動煤電聯動。
　　四年後，五大發電集團再次聯合上書，向國務院、發改委、國資委進行彙報，希望煤電聯動政策出臺。
　　而從2012年下半年開始，因産能過剩，煤炭的黃金時代結束，行業進入長久的低谷期，發電集團的上書也因此停止。直到2016年，去産能在煤炭行業顯效，行業産量迅速下降，而因當年高溫少雨因素的影響，水電發電量减少，火電用煤需求大增，煤炭供應偏緊，煤價大幅上漲，媒體甚至稱其爲「煤超瘋」。當年11月，華能、華電、大唐、國電四大發電集團聯合向陝西省政府提交報告，表示現在的電煤價格超出企業成本，要求政府對電價進行上調。
　　2019年，執行15年的煤電價格聯動機制被取消，國家發改委發布《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將當時的標杆上網電價機制改爲「基準價+上下浮動」的市場化機制。基準價即爲各地當時的燃煤發電標杆上網電價，浮動幅度範圍爲上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
　　該機制在執行之初便規定，2020年，電價暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。林伯强指出，到目前爲止，上網電價下浮較爲容易，但上浮很難。
　　如果此時仍然在執行煤電價格聯動機制，在煤價漲幅達到一定區間之後，政府應當會調整標杆電價，因爲基準數字是2019年確定的，已不符合當前煤價高企的實際。但因電價改革的方向是市場化方向，袁家海指出，如果此時政府出面調整基準價，市場層面恐會出現不利預期，擔心電價市場又重回政府定價時代。
　　從中國的電力市場改革情況來看，參與電力直接交易的行業以煤炭、鋼鐵、建材、有色等重點行業、用電大戶爲主。而中國經濟的「毛細血管」，也就是量大面廣的中小企業，其用電仍然以電網統購統銷爲主。如果基準價調整，並同步調整銷售端的目錄電價，那麽參與電網調度的所有用戶都會受到影響，對這批中小企業將造成直接的成本上升。林伯强指出，尤其在今年，大宗商品漲價，本已對中下游企業造成影響。基準價再上調的話，對這些企業以及我國的經濟發展所造成的影響是顯而易見的，也是難以承受的。
　　對於發電企業來說，發電基準價、上下浮動是調節其收益的唯二砝碼。但從當前的政策看，兩條路徑都難以走通，也就造成了高企的煤價難以傳導至電價的局面。
　　博弈與平衡
　　在電價上調之外，電力企業曾嘗試過另一種思路，即申請相關部門出手，控制煤價。2017年，華能、華電、大唐、國電四大發電集團的寧夏分公司，聯合另外幾家火電企業，上書寧夏自治區經信委，建議政府協調神華寧煤集團降低已多次上漲的煤價；2018年1月，這四大發電集團聯名向國家發改委提交報告，懇請發改委對煤價進行調控，當時，京津唐、東北、內蒙古等區域的部分發電廠，煤炭庫存量都低於最低標準。
　　林伯强指出，過去電力企業的多次上書，政府或有回應，或無回應，取决於當時的經濟環境。但總體而言，相較於漲電價，政府更願意降煤價。漲電價影響的是中國的所有工商業，降煤價則只對煤炭及相關行業産生影響。
　　7月以來，國家發改委采取了多種措施打擊炒作，保供並抑制煤價。《中國新聞周刊》獲得的一份資料顯示，發改委要求內蒙古自治區能源局對區域內的馬泰壕煤礦、王家塔煤礦、高家梁煤礦、爾林兔煤礦的帶頭漲價行爲予以核查糾正。
　　另外，發改委、國家能源局聯合印發通知，允許聯合試運轉到期煤礦延期，延長期限原則上是一年。目前，有30多座露天煤礦取得了接續用地的批復，9月中旬，還有産能接近5000萬噸/年露天煤礦將陸續取得接續用地批復。
　　林伯强認爲，在政府一系列措施之下，加上夏季用電高峰已過，從往年的經驗看，預期煤價會下行。所以，從這個角度來說，北京城管委恐怕不會回應11家企業的漲電價需求。
　　不過，廣東一家電廠負責人在接受《中國新聞周刊》采訪時指出，電廠在今年上半年盈利幾百萬元，7、8月則虧了3個億，目前的入廠標煤單價已漲至1500元/噸。他們的煤源主要來自山西，當前仍然十分稀缺。從他所瞭解的情況看，直到今年年末，煤源稀缺的問題都將存在，煤價下行空間恐怕不大。
　　在這種情況下，各電力企業只能將目光轉回電價上漲上。針對大面積虧損情況，11家發電企業聯名上書，提出在煤價突漲且持續高位運行等市場發生嚴重异常的情況下，京津唐燃煤電廠已無力完成2020年12月簽約的北京地區2021年10～12月電力直接交易和2021年3月簽約的北京地區2021年10～12月電力直接交易。
　　他們向北京城管委提出了3條建議，包括允許市場主體實行「基準價+上下浮動」價格機制中的上浮交易電價；重新簽約北京地區電力直接交易2021年10～12月年度長協合同，上浮交易價格；京津唐電網統調電廠優先發電權計劃中「保量競價」未能成交部分，執行各區域基準價。
　　9月2日，北京市電力行業協會發電分會也接力上書北京市城管委，爲發電企業所提的三條建議背書。無論是發電企業還是電力行業協會，都深知基準價調節之難，因此，他們的上書並沒有針對基準價，而是希望北京市城管委能開一個口子，允許電力企業在現行基準價的前提之下，行使「上浮交易電價」的權利。
　　事實上，7月以來，這個思路在京津唐地區之外的部分省份已被執行。內蒙古自治區的發改委、工信廳指出，因煤價大幅上揚並維持高位運營，火電行業陷入成本倒掛、全綫虧損的狀態，因此，自今年8月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價的基礎上可以上浮不超過10%。8月4日，寧夏回族自治區發改委也發布了類似的通知。
　　煤價的高企，使得發電企業面臨的電價困境更加突出。圖/人民視覺
　　上漲電價的種種方案中，這是影響最小的一種。執行「基準價+上下浮動」電價的參與市場交易的工商業企業，主要以上游行業的用電大戶爲主。量大面廣的中小企業，以及發改委在2019年發布的電價改革方案中提到的需「確保穩定」的居民、農業等民生範疇用電，都不會受交易電價上浮影響。
　　2019年，35個可獲得公開數據的國際經濟合作與發展組織國家，居民電價平均爲工業電價的1.53倍，而我國居民電價與工業電價的比價爲0.85倍，在36個國家中處於倒數第二位。
　　袁家海指出，居民電價機制實際上與我國的基本社會制度和發展階段密切相關，一些發展中國家也會有類似的電價補貼機制。但區別在於，別的國家直接用財政進行補貼，我國是由工商業用戶對居民等用戶進行交叉補貼。
　　雖然當前的改革方向是還原電力的商品屬性，但電價在中國長期處於集多種政策功能於一身的角色。對受保護群體來說，它執行著社會政策的功能；對高耗能行業來說，它有懲罰功能；對一些投資過熱的行業來說，它有宏觀調控功能。在這種情況下，要讓電價徹底擺脫這些屬性，回歸商品屬性，並不是容易的事。
　　袁家海指出，目前是電力市場化改革的深水期、電價形成機制改革的關鍵期，今年以來煤價的高企已遠超各方預期，政府應積極有爲。電價漲得過多，政府、企業乃至全社會都承受不了。但也不能只讓燃煤發電企業單獨承受衝擊，影響其生存能力，這樣的局面持續下去，煤電企業甚至在未來幾年都緩不過來。「對於國計民生的基礎行業來說，這種衝擊太大了。政府應當在這兩者之間找尋平衡。」
（徐天／文）