联动机制仍需完善

有分析指出，煤企电企矛盾激化其实已经是业内普遍现象，企业的“上书”，等于给政府出了一个难题，而且是一个两难问题。如果要求煤炭大幅度降价，政府全力要求推荐的煤炭去产能和供给侧改革将会遇到很大阻力。如果不降价，大幅度亏损的火电企业也会衍生很多问题。

针对煤企、电企两者之间的矛盾，国务院在2012年发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过 5% 时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30% 调整为 10%。然而，虽然煤炭价格在 2016 年大幅上涨，但是煤电价格联动机制并未启动。

业内人士坦言，煤电价格联动落空，煤价不断波动，2017年将是煤电企业最为困难的一年。

2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价，电力直接交易进一步降低上网电价，而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本上升，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。

对此，中电联建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。

“煤电联动机制并不是想象中的涨价、降价那么简单。存在很多不确定的因素。而且需要从多方面去考虑定夺。稍有不慎，就会出现大问题。现在电能出现了过剩，煤企在寄希望于价格联动机制的同时，更应该从自身去寻找问题，积极解决。” 品牌中国战略规划院副秘书长刘如君对《中国产经新闻》记者指出。

据了解，截至2016年年底，全国煤电装机9.4亿千瓦，“十二五”以来煤电装机累计新增2.91亿千瓦。煤电设备利用小时数降至4165小时，为1964年以来年度最低。有业内人士预测，到2020年煤电装机将达到13亿千瓦，大大突破“十三五”规划制定的11亿千瓦的目标，煤电利用小时数将进一步降至3600小时左右。化解煤电产能过剩风险将是今后几年电力行业的一项重要难题。

面对严重的煤电产能过剩，国家电网公司副总经理韩君表示，在当前电力供大于求的情况下，省间壁垒的问题日益突出，价格机制的市场调节作用难以得到有效发挥，新能源发电难以充分消纳。对此，他建议打破跨省交易壁垒，加快制定省间和省内电力中长期交易实施细则。

聂光辉指出，当前电力交易规模和价格总体仍以行政定价为主，能否打破跨省交易壁垒、破除地方利益保护，是下一步深化改革、降低成本的关键。

据了解，目前市场化交易仍面临区域壁垒和地方保护等诸多问题，区域电力市场的形成仍然有难度。这不仅为电力市场化改革形成了重重阻碍，更阻碍了可再生能源的消纳，许多省份为了保护当地煤电企业，宁可用省内高价煤电，也不用外来的低价风电和光电。