年内电价调整难以“煤电联动”实现

　　近日，由于煤价持续下滑或引发煤电联动重启、上网电价下调的新闻热度上升，调整幅度也由起初的0.2分/千瓦时演变为1-3分/千瓦时，直接为稍有趋稳态势但依旧十分脆弱的煤炭行情带来了新的下行压力。

　　不过，对比煤电联动的政策文件，即2012年12月31日国家发改委下发的《关于贯彻落实国务院办公厅关于深化电煤市场改革的指导意见做好产运需衔接工作的通知》不难发现，实现煤电价格联动的条件除了煤价波动幅度超过5%外，还应满足时间周期满1年的条件。而按照“此政策从2013年1月1日起开始执行”的字面意思理解，计算煤价涨跌的时点应为每年的1月1日。

　　据此，不难解释电厂在2013年9月为脱硫脱硝及除尘电价腾挪补贴而降价1.4分/度（云南、四川外29省市平均降幅）后，容忍了煤企方面在电煤年度谈判前夕的明显拉价行为，最终“造就”了煤价在短短月余时间内上涨近100元/吨的一大波行情，目的就是防止年度煤价跌幅超过5%，进而将引发的煤电联动、上网火电价格再度下调的局面发生。

　　而煤企方面也心照不宣、顺势操作，最终实现了双方的共赢——2013年度煤电联动未能实现，电厂保住了上网电价，前期高利润态势得以延续，“完美”了各自年报；煤企方面则争取到了年末行情的翘尾，实现了对前三季度的低效运营聊以自慰，更为企业的年度财报润色不少。

　　照此思路，结合“安迅思在江苏某电力企业处证实国家发改委的确正与电力企业商讨上网电价下调事宜、最早或在今年三季度落实”的消息佐证，年内上网电价下调的可能性确实存在。但由于与煤电联动政策规定的内容条件不符，此次电价下调还将以腾挪专项补贴资金的形式体现，而非煤电联动。

　　公开资料显示，目前以天然气发电和光伏为代表的可再生能源发电项目多在盈亏边缘或持续亏损的状态下运营，考虑经营压力部分地区不惜以“煤炭替代发电”等形式应对，致使燃气机组的实际发电小时数低下。而光伏、风电等可再生能源发电项目也因投入高、并网困难、回本周期长而发展缓慢。

　　考虑2014年天然气价格还将面临上调，光伏、风电项目投建融资困难等现实问题，业界对提升天然气及光伏、风力发电等项目电价补贴的呼声越发刺耳。综合煤价下跌火电利润可观的因素，国家发改委等部门适当下调电力企业上网电价充实财政补贴，也是大概率事件。

　　不过，考虑电力企业负债率依然较高，同时照顾“企业情绪”，预计年内上网电价的下调幅度难以超过2013年。但以目前盛传的下调2厘/度、按2013年火电发电量41900 亿千瓦时水平计算，对火电企业的全年利润影响也有80亿元之多。而凭借煤价走低，2013年五大发电集团利润总额才740.34亿元，可见下调上网电价对电企的影响较为可观。但以目前煤炭市场供应宽松的格局看，其中多半将转嫁至煤炭方面，调价政策落地后煤炭行情难免迎来一轮新的震荡。

　　不过，为保住煤价波动5%的红线，同时有采暖季的刚性需求支撑，电企方面临近年底也有望再度“放”煤企一马，加之持续定向降准类的刺激政策渐现成效，煤价后市继续下探空间有限，有望迎来一定反弹，而2014年度的煤电联动也多将因此再次搁浅。 

　　（作者系中国能源经济研究院研究员）