电价会随煤价一起涨？
化解煤电价格矛盾的方略
2012摘要：煤炭、电力两大行业“唇齿相依”且关系国计民生，煤电价格一直是我国政府宏观调控的重点，也是社会各方面关注的焦点。
煤价变化直接影响电价，而电价又影响着国民经济中各行各业的价格。
当前煤电价格矛盾日趋严峻，造成电力结构性短缺，长此以往为社会经济平稳较快发展埋下隐患。
火电是江苏主力电源，以江苏2003年至2011年九年间的煤价、电价变化为实证分析，通过对比三种解决煤电矛盾的途径，指出煤电联动是我国垄断行业价格改革进程中的重要步骤，煤电联营是当前解决煤电矛盾的有效途径，深化电力体制改革和电价制度改革，是解决煤电价格矛盾、促进电力企业可持续发展的根本途径。
关键词：实证分析；煤电价格矛盾；煤电联动；煤电一体化中图分类号：F40文献标识码：A文章编号：1001-490X（2012）12-017-03作者：南京大学政府管理学院博士研究生；江苏，南京，210093煤炭、电力两大行业“唇齿相依”且关系国计民生，煤电价格一直是我国政府宏观调控的重点，也是社会各方面关注的焦点。
煤价变化直接影响电价，而电价又影响着国民经济中各行各业的价格。
当前煤电价格矛盾日趋严峻，造成电力结构性短缺，长此以往为社会经济平稳较快发展埋下隐患。
一煤电价格矛盾实证分析———以江苏省为例截止2011年底，江苏省装机容量为6992万千瓦，其中火电装机容量为6479万千瓦，占总容量的92.7%，是省内主力电源。
2003至2011年，江苏地区煤炭价格除个别年份（2009年）小幅回落外，总体趋势是一路高歌猛进。
入厂标煤单价由2003年343元／吨上涨至2011年的889元/吨，9年间上涨了546元／吨，涨幅为159.2%，年均增长17.7%。
2003至2011年，江苏省燃煤火电企业上网电价历经七次调整，除个别年份（2009年）小幅回落外，总体趋势是小幅增长。
政策叠加的结果是9年间上网电价上涨了0.0917元。
2003至2011年，江苏地区煤价、电价总体上涨的趋势是一致的，且2008年煤价、电价涨幅最大，其中煤价的涨幅为43%，电价的涨幅为11.7%，电价的涨幅远低于煤价的涨幅。
国内的煤电标杆电价制度即将谢幕离场
国内的煤电标杆电价制度即将谢幕离场沿用十五年的煤电上网电价机制，即将作古。
9月26日，李克强召开国务院常务会议，会议决定从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将线性标杆上网电价机制，改为“基准电价+上下浮动”的市场化机制。
会议强调，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。
同时，居民、农业等民生范畴用电继续执行现行目录电价。
这意味着，此前业界翘首以盼的电价形成机制改革，将在不久之后正式落地。
而煤电价格联动机制，也将寿终正寝。
从此电价有了相对固定的标志，也有了波动下限。
能见获取的信息是：不只是明年，2020年和2021年都比较特殊，只让下幅。
尽管通告中表明只针对煤电，目前暂未影响新能源，但业内人士对能见表示，“如果火电电价都降下来了，未来电网交易电价存在下调的可能。
”对于新能源行业的具体影响，有业内分析人士做过测算——只要下幅幅度在5-10%以内，就会和以前的标杆电价值一致，对新能源平价上网不会有什么影响。
对于煤电来说，短期可能进一步构成压力，但是中长期来看，落实浮动电价机制，将电价决定权交给市场，还原电力行业消费属性，火电企业将会摆脱被动接受政府定价的局面，火电企业盈利稳定性将会显著提升，摆脱强周期特征。
在我国，煤炭目前依然是发电的主力军。
此前煤电行业企业曾大面积亏损，尽管今年有所好转，但亏损面仍高达50%左右。
如今新政策的实施，对电力企业影响几何？标杆电价的前世今生电属于二次能源，需要由一次能源产生。
而火力发电，是电力的主要来源。
由于燃煤发电价格低廉，在发电方式的占比中一直稳居高位。
据统计，2017年，我国燃煤发电占全球总量的44.8%，居世界第一，其次是美国。
2018年我国电力装机达到19亿千瓦，其中，煤电装机10.1亿千瓦，占比53%；发电量4.45万亿千瓦时，占比64%。
《中国煤电价格联动机制》案例分析
第五章中国煤电价格联动机制1．从价格管制三大政策目标的角度，评价中国煤电价格联动机制。
答：价格管制三大政策目标是促进社会分配效率、刺激企业生产效率和维护企业发展潜力。
它是政府制定自然垄断产业管制价格的主要经济依据，也是进行价格管制政策分析的重要工具。
由政府规定煤电价格联动计算方法，这是为了抑制火电企业制定垄断价格，损害消费者利益，体现了价格管制中的促进社会分配效率的目标。
为理顺煤电价格关系,实行煤电价格联动，这体现了价格管制中的刺激企业生产效率和维护企业发展潜力的目标。
2．中国煤电价格联动机制应是一项长期政策还是一项过渡性短期政策？为什么？答：煤电价格联动机制应该是一项过渡性短期政策。
原因有：（1）因为这是实施煤电价格联动机制的首次尝试，还处在探索阶段。
政策的有效性还得等待实践的检验，也应根据具体实践情况来调整政策。
（2）这项政策也存在一些问题：煤电价格联动在一定程度上只是体现了个别成本定价，与正在进行的竞价上网改革背道而驰；煤电价格联动并不完全是市场定价；容易让垄断电力企业转嫁成本，提升利润；电力企业借着调整电价的机会积极奔走，游说，管制者可能被俘获。
（3）煤电矛盾在短时间很难从根本上化解，随着煤炭供应越来越紧张，价格差别日益拉大，即使在煤电联动机制下也会重新出现紧张关系。
3．你认为，中国在实施煤电价格联动机制过程中可能会产生什么问题，如何防止？答：可能产生的问题：（1）实际涨价超出幅度，可能会出现乱涨价现象。
（2）电价构成体系复杂，有黑箱操作的可能性。
电力企业借着调整电价的机会积极奔走，游说，管制者可能被俘获。
（3）在信息不对称的情况下，煤电价格信息及指标体系的建立在实际操作过程中很有难度。
煤炭行业与电力行业均有复杂的价格体系，政府决策部门无法实时跟踪研究市场上价格的浮动变化情况，从而做出令人合理有效的决策方法。
（4）在短期内企业难以提高效率，要电力企业消化30%的煤价上涨因素，可能会有点难度，进而挫伤其积极性，减少发电量，出现发电不足，电荒的现象。
国家发展和改革委员会关于调整南方电网电价的通知
国家发展和改革委员会关于调整南方电网电价的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2006.06.28•【文号】发改价格[2006]1229号•【施行日期】2006.06.30•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】价格,电力及电力工业正文国家发展和改革委员会关于调整南方电网电价的通知（发改价格［2006］1229号）广东、广西、云南、贵州、海南省（区）发展改革委、物价局、电力公司，南方电网公司：为疏导电价矛盾，筹措水库移民后期扶持资金，促进可再生能源发展，经国务院批准，决定适当调整电价水平。
现将有关事项通知如下：一、适当调整上网电价。
（一）为解决煤价上涨以及铁路运价调整对电价的影响，南方电网有关省（区）电网统调燃煤机组（含热电联产机组）上网电价（含税，下同）提价标准每千瓦时分别为：广东省1.42分钱、广西自治区2.28分钱、云南省1.53分钱、贵州省2.06分钱、海南省1.04分钱。
同时，适当提高部分低电价、亏损电厂的上网电价，有关电厂具体电价水平见附件六。
（二）对2006年底以前投运烟气脱硫设施且尚未在上网电价中考虑脱硫成本的统调燃煤机组，经省级环保部门验收合格并经省级价格主管部门确认后，上网电价每千瓦时提高0.015元。
有关发电企业执行脱硫电价后，要切实运行脱硫设施。
如环保部门在线监测结果显示电厂脱硫设施未正常运行，省级价格主管部门应取消其脱硫电价。
（三）为促进“西电东送”战略的顺利实施，将贵州省、云南省送广东的送电价格从每千瓦时0.28元提高到0.30元。
（四）为有利于引导中小水电结构调整，同意云南省对单机5万千瓦及以下新投产水电标杆电价试行上网丰枯分时电价，具体办法由云南省发展改革委制定，报我委备案。
（五）提高新投产机组标杆上网电价。
省级电网统一调度范围内新投产未安装脱硫设备的燃煤机组（含热电联产机组）上网电价每千瓦时分别调整为：广东省0.4382元、广西自治区0.3618元、云南省0.2553元、贵州省0.2726元、海南省0.3724元；安装脱硫设备的机组（含循环流化床机组）上网电价按本条第二款规定每千瓦时加价0.015元。
电力市场中电价的影响因素
电力市场中电价的影响因素摘要：对电价的影响因素进行分析是做好电价预测的第一步，分析电价的形成机制并找出主要的影响因素，对于电价预测意义重大。
先对电力市场做简单的介绍，并在回顾电力市场改革背景的基础上，分析电力市场中电价的影响因素，为电价预测和电力市场分析提供参考信息。
关键词：电力市场，电价，影响因素正文1电力市场1 1电力市场改革进程传统电力工业采用垂直垄断的发、输、配、供一体化的体制，这种体制便于电力系统内部运行协调，能提高区域电网规划效率，在电力发展初期起到了非常重要的作用。
但其所固有的问题，如电力企业缺乏活力、管理效率低、电价偏高和服务质量差等，随着经济的发展而日益突出。
20世纪90年代前后，英国、美国、澳大利亚、新西兰、挪威、瑞典和阿根廷等国进行了电力市场改革，实现了厂网分离、输供分离，建立了透明公正的市场电价机制等，取得了显著的成效川。
各国电力市场改革的背景和进度各不相同，但改革的主要内容都是将传统的一体化经营模式的电力系统拆分成多个互相独立的部分，在发电、配电以及售电等环节引人不同程度的竞争机制。
总体来说，建立竞争性的发电侧市场是改革的核心。
发电侧电力市场的电价在很大程度上决定着配电市场和售电市场的电价，从而影响着各电力市场参与者的效益国际上成功的电力市场改革经验表明，建立公开、公平、公正和透明的电能市场以及相匹配的辅助服务市场是电力市场改革成功必不可少的条件。
公开、公平、公正的价格体系能够有效防止市场力，保护市场各方参与者的合理利益；透明的电力市场电价能给市场参与者积极的信号，从而调节市场供需，实现资源的最优配置。
从长远来看，透明的电价机制也更有利于吸引电力投资，保证电力工业的稳定和持续发展“1.2电力市场的类型在目前全球电力市场的实践中，各国的实际情况不同，电力市场改革进程不同，市场结构也存在较大的差异。
但是总体上来讲，电力市场大体可以分为期货市场、日前市场、实时市场辅助服务市场和金融期权市场等。
国家发展改革委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知-发改价格[2004]第2909号
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国家发展改革委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家发展改革委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知（国家发展改革委2004年12月15日发布发改价格[2004]第2909号）去年以来，我国经济运行中资源约束矛盾加剧，煤炭、电力供应紧张，价格矛盾突出。
为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调可持续发展，经国务院批准，决定建立煤电价格联动机制。
现将《关于建立煤电价格联动机制的意见》印发你们，并就有关问题通知如下：一、加强电煤价格监测工作及时、准确地掌握煤价变化情况是顺利实施煤电价格联动的关键。
各级价格主管部门要加强对本地区发电用煤价格的监测，尤其是对地方国有煤矿、乡镇煤矿煤炭价格的监测；煤炭运销协会和中能电力工业燃料公司，要分别对国有重点煤矿出矿价（车板价）和发电企业到厂煤价进行监测。
有关部门煤炭、电力企业要及时、真实、准确、完整地提供煤炭价格资料。
各省（区、市）价格主管部门和煤炭运销协会、中能电力工业燃料公司每月要向我委报告汇总的煤价监测数据。
二、稳妥实施煤电价格联动煤电价格联动由我委组织各省（区、市）价格主管部门及有关电力、煤炭企业实施。
首次煤电价格联动以2004年5月底煤炭企业销售电煤车板价为基础，根据6-11月电煤车板价格的平均涨幅，按照文本所附属煤电价格联动公式测算和调整发电企业上网电价和电网经营企业对用户的销售电价。
电价调整将尽量以区域电网为单位进行.区域电网内煤价涨幅差距较大的，分省（区、市）调整电价。
为保证首次煤电价格联动的顺利实施，调整电价时电网经营企业输配电价标准维持现行实际水平不变，居民、农业、中小化肥电价暂不作调整。
关于电价改革有关问题的思考
关于电价改革有关问题的思考郑州电监办匡宝珠胡军华杨根一直以来，社会各界关于电价改革的议论就从未间断过。
究其原因不难看出，电力等资源性产品价格的改革与公共利益，特别是与老百姓日常生活息息相关。
温家宝总理在政府报告中指出要“推进资源性产品价格改革，继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。
”总理在报告中这么具体地谈到改革思路，政府对于电价改革的决心可见一斑。
早在2003年7月国家发改委就出台了包括上网电价、输配电价和销售电价改革在内的电价改革方案。
改革长期目标是发售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定，即“放开两头，管住中间”。
但由于各种原因，电价改革迟迟没有迈出实质性步伐。
主要原因之一在于电力工业是基础工业，电价水平高低和GDP、CPI和PPI等经济指标之间关系密切，改革需要慎重；同时电价改革是电力体制改革的关键，改革会打破现有的稳定的利益格局，会调整甚至损害某些部门和企业的利益，改革阻力比较大。
在破解上述难题时，对目前电价改革还有以下几个方面的思考。
思考一：煤电价格问题突出，市场煤和计划电矛盾重重，应该加快理顺煤电价格形成机制煤炭是一次能源，电力是二次能源。
目前我国电力生产80%左右的能源来自于煤炭。
2004年12月国家发改委印发《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，建立了煤电联动机制。
然而与电力改革相比，煤炭的市场化改革明显走在了前面。
2007年国家取消了延续50多年的、由政府集中组织召开的煤炭订货会，提出要完善煤炭价格市场形成机制，坚持煤炭价格市场化改革方向，由供需双方企业根据市场供求关系协商确定价格，这意味着煤炭价格基本放开。
问题是煤价已经放开，电价仍受管制，煤炭市场是竞争性的，电力市场却是垄断的，这种不对称的组合使得电煤价格很难由双方自行协调。
2008年由于煤炭价格大幅上涨，发电企业经营严重亏损，国家虽然两次调整发电上网电价，但是考虑到电价对经济社会发展和物价水平的影响，国家很难按照煤电联动办法的规定调整电价，电价调整一再滞后于持续飙升的市场煤价格。
电价频繁上调原因分析
电价频繁上调原因分析提要自2004年以来，我国电价频繁上调，而每次电力企业请求上调电价的理由都是电煤价格的上涨。
煤价上涨固然会引起发电企业成本的上升，但电价上涨绝非发电成本上升这一唯一原因。
本文将从目前电力市场结构、煤炭供求现状，以及电价监管等方面找寻电价上涨的真实原因。
关键词：电价；上调；原因自2004年底实行煤电联动以来，我国电力企业便频繁请求上调电价，电价上调理由通常是由于电煤价格的上升而引起发电成本的大幅增加。
目前，我国火力发电量占总发电量的70%以上，对煤炭供应有着极强的依赖，而煤炭是不可再生资源，随着对能源需求的不断上升，煤炭价格将在长期范围内呈上升趋势，如果诚如电力企业所说的那样，那么电力价格将随着煤炭价格的上升而不断上调。
目前，我国2，000多家电力企业以国有企业为主，实力最强的发电企业是由原国家电力公司组建的五大电力集团，输电业务由国家电网和南方电网两家公司所垄断。
由于电力市场高度垄断，国有企业缺乏通过技术更新和管理提升来不断降低发电成本的动力。
因煤炭价格上涨而电价上调有可能沦为电力企业为自身牟利的借口。
本文将从电力市场结构、煤炭供求状况，以及电价监管等方面探寻电价不断上调的原因。
一、电力行业市场结构我国电力体制改革始于2002年，在实行以“厂网分开、竞价上网，打破垄断，引入竞争”为宗旨的改革后，原国家电力公司经重组形成中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团，国家电网和南方电网两家供电公司，以及国投电力、国华电力、华润电力、中国广东核电集团四家辅业集团公司。
五大电力集团平均可控容量为3，200万千瓦，权益容量为2，000万千瓦，均匀分布在华北、东北、华东、华中、西北、南方6大电力供电区，在各区域电力市场的份额均不超过20%。
国家电网和南方电网两家公司承担全国的电网运营，前者负责26个省市，后者负责广东、广西、云南等五省，两家公司占全国县级售电量的89%。
煤电容量电价机制出台_火电价值重估进行时
C orporation& Industry公司与产业CAPITALWEEK382023/11/17煤电容量电价机制出台 火电价值重估进行时 通过容量电价机制的安排，电价下调对火电行业的影响得到对冲，再加上煤炭价格下跌，火电股盈利修复之路尚能持续。
袁京力/文2023年11月10日，国家发改委、能源局联合关于建立煤电容量电价机制的通知，要求从2024年1月1日起在全国推进容量电价制度，各地区根据新能源建设进程的不同情况，对火电企业的灵活性改造给予不同程度的补贴，从用户需求侧对火电企业给予了一定的增量补贴收益。
在2023年动力煤长协价中枢下移的背景下，火电电价因为燃料成本下降存在下跌风险，煤电容量电价的出台，把火电电价分为电量电价（以电量衡量的电价）和容量电价，降低了电价下跌的风险，且在煤炭供给稳定增加及进口煤大幅增加情况下，火电企业还能继续自2022年下半年以来的盈利改善之路。
容量电价重塑传统能源发电（火电、水电等）具备一定的调节能力，而风电、光伏等新能源存在处理波动、无功缺失等特性，随着新能源装机比例的提高，对电力辅助服务的需求提升，为了激励火电改造、挖掘调峰潜力，2021年，华北区域首创调峰容量市场，通过煤电容量电价给予火电企业一定的收益补贴，为火电调峰带来增量收益，助力火电回收灵活法覆盖成本。
此外，高温酷暑天气也给水电大省带来保供挑战，需要回收一定比例固定成本，提升火电企业积极性。
为此，煤电容量电价补偿机制在地方开始试点。
最初，该机制在光伏发电量最高的山东、西北及东北等区域进行了尝试，直至此次国家发改委、能源局出台相关文件，正式在全国推出，从2024年1月1日开始实行。
各地煤电容量电费纳入系统运行费中，每月由工商业用户按照当月用电量按比例分摊，由电网企业按月发布，滚动清算。
本次政策最大的特点是按照回收煤电机制一定比例固定成本的方式确定，2024-2025年全国各地根据具体情况按照煤电机组固定成本330元/KW 的30%、50%确定，2026年各地比例不低于50%。
电力行业：电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高
[Table_ReportType]电[Table_Author]********************************************************************91100031[Table_Title]电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高[Table_ReportDate] 2022年08月04日[Table_Summary][Table_Summary]电价机制改革本质上是国家经济社会对电力发展需求变化的内在反映，是宏观经济调控的重要手段。
从计划体制到“集资办电”，从“厂网分离”到“管住中间，放开两头”，电价机制的数次变化均伴随着国家经济社会改革转型的关键期。
现行电价机制改革的政策性方向是立足于全国统一电力市场体系下，理顺电价关系，完善电力价格市场化形成和传导机制。
现行的电价机制同时面临长期问题与短期问题。
从长期视角看，电价存在结构机制性问题，包括计划体制下行政性指令过强，电力价格传导机制扭曲、商品性属性不足，以及辅助服务机制和容量补偿机制的缺乏。
从短期视角看，全球能源通胀背景下的煤炭、石油、天然气价格高企，国内“市场煤，计划电”的价格倒挂导致煤电企业亏损严重；大规模高比例新能源消纳调节需求导致系统成本进入加速上升阶段，新能源需承担一定的调节费用；输配电价核定趋严，电网经营情况不容乐观，将会进一步导致电网调节手段减少和投资紧张。
预计国内电价将随着电力市场化深入，进入一轮上涨周期。
立足于加快建设全国统一电力市场的背景下，行政性降电价举措已接近尾声。
伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入以理顺电价形成传导机制为主旋律的上涨周期。
基于发电侧发电成本压力和用户侧宏观经济承受力的考量，预计电价将以结构调整为主要，以温和渐进为主基调逐步提升。
发电侧：电能量电价方面，煤电受限煤炭供应紧张持续、支撑性电源装机不足和产业结构调整的需求，预计电价在市场化过程中仍有上浮空间；新能源立足于价格结构调整，分摊调节费用后电价也将向下游传导；辅助服务电价和容量电价基于机制理顺和需求紧缺的情况，有望进一步推进。
关于煤电价格联动机制的几点思考
关于煤电价格联动机制的几点思考煤电价格作为我国价格体系中最重要、最复杂的问题之一,一直是政府宏观调控的重点,也是社会各方面关注的焦点。
本文着重分析了现行的煤电价格联动机制存在的问题,并提出了进一步调整的方向。
标签：煤电价格价格联动机制市场化一、煤电价格联动机制概述长期以来由于煤炭供求关系偏紧,煤、电双方在电煤价格上的分歧较大,煤炭价格的市场化改革居前,而电力价格改革滞后,使得“市场煤”与“计划电”之间的矛盾难以调和,发电企业饱受着电价刚性与煤价上浮所造成的生存空间狭小之苦。
为理顺煤电价格关系,促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展,经国务院批准,出台了煤电价格联动机制。
自建立煤电价格联动机制以来,国家发改委分别于2005年5月1日和2006年6月30日实施过两次煤电价格联动,在一定程度上缓解了煤价上涨与相对稳定的电价造成的生产压力和矛盾。
值得注意的是,按照煤电联动的计算方法,2005年以来,曾多次满足了联动条件,却并未有所动作,原因是多方面的。
二、煤电价格联动机制存在的问题煤电价格联动机制作为缓解电力企业成本压力的一种制度设计,其重要政策意图一方面是解决电力企业生产经营问题,更重要的则是提高近年来经济趋热情况下的宏观经济的可控性。
然而,不管政府干预的程度如何,市场才是资源配置的主要方式,政府对电力企业定价的规制只能使竞争手段由价格转为其他难以预见的形式而已。
现在看来,尽管煤电价格联动方案是一种公正报酬率的定价方式,在一定程度上可以缓解电煤成本上涨的压力,但其在执行过程中,可能存在下述问题:1.价格信号失真。
电力行业作为传统的自然垄断行业之一,政府对其实行价格和质量规制,要求电力企业按照既定的价格实行普遍服务,这意味着电力企业制定产品价格时无法完全按照市场经济的定价机制并实现利润最大化。
实行了煤电价格联动机制后,政府规定了电煤价格平均上涨5%便启动煤电联动的触发标准。
一方面,其激发煤炭企业加速推动煤价上涨;另一方面,电力企业则可能为了节约与煤炭企业讨价还价的交易成本,转而以更少的游说成本来获准提高电价。
煤电容量电价解读
煤电容量电价解读煤电容量电价是指电力企业按照一定的计算方法和规则确定的煤电发电能力的价格。
它是电力市场中的一项重要指标，直接关系到电力市场的供需关系、电力价格的形成以及电力企业的利润水平等。
煤电容量电价的解读需要从多个角度来进行，主要包括以下几个方面：一、煤电容量电价的概念和背景煤电容量电价是指电力企业在享受煤电发电能力补贴时所支付的金额。
根据国家发展改革委发布的相关政策规定，发电企业必须按照一定的标准和程序来确定煤电容量电价。
煤电容量电价在我国电力市场中具有重要的地位和作用，因为煤电是我国主要的发电方式，煤电容量电价直接影响到我国电力市场供需平衡、电力价格水平以及电力企业的经济效益。
二、煤电容量电价的计算方法煤电容量电价的计算方法是由国家能源局和国家发展改革委共同制定的。
在煤电容量电价的计算过程中，主要考虑的因素包括煤电厂的装机容量、煤电厂的利用小时数、煤电厂的煤炭消耗等。
煤电容量电价的计算方法具体而繁杂，需要电力企业按照规定的公式和参数来确定。
三、煤电容量电价的影响因素煤电容量电价的水平受到多个因素的影响，主要包括以下几个方面：1.煤炭价格：煤炭是煤电发电的主要原料，煤炭价格的波动直接影响到煤电容量电价的水平。
当煤炭价格上涨时，煤电容量电价也会相应上涨。
2.煤电发电效率：煤电发电的效率也会对煤电容量电价产生影响。
煤电发电的效率越高，单位能耗越低，煤电容量电价也越低。
3.煤电发电企业的规模：煤电发电企业的规模大小也会对煤电容量电价产生影响。
规模较大的煤电发电企业通常具有更低的煤电容量电价。
4.外部环境因素：煤电容量电价的水平还受到宏观经济环境、政策环境以及电力市场竞争等因素的影响。
不同的外部环境因素会导致煤电容量电价的水平产生差异。
四、煤电容量电价的意义和作用煤电容量电价在电力市场中具有重要的意义和作用。
首先，煤电容量电价的合理确定可以调节电力市场的供需关系，保障电力市场的正常运行。
其次，煤电容量电价的适度上涨可以提高煤电企业的盈利能力，鼓励煤电产业的发展。
燃煤基准电价的上升趋势
燃煤基准电价的上升趋势燃煤基准电价是指国家能源管理部门每年根据燃煤发电成本和市场供求关系确定的电力销售价格的指导性标准。
煤炭是我国主要的能源资源，燃煤发电也是我国电力供应体系中最主要的电力来源之一。
因此，燃煤基准电价的上升趋势对我国的经济发展以及能源供应安全都有着重要影响。
首先，煤炭价格上涨是燃煤基准电价上升的主要原因之一。
近年来，国内煤炭市场供求关系紧张，煤炭价格不断上涨。
一方面，我国煤炭产能过剩的状况逐渐改善，原本存放在煤矿的煤炭库存有所减少，导致市场供应不足，价格上涨。
另一方面，国内外煤炭需求增长的因素不断增加，如经济发展、欧盟脱欧、全球能源结构调整等，进一步推高了煤炭价格。
煤炭价格上涨直接导致了燃煤发电成本的上升，从而推动了燃煤基准电价的上升。
其次，环保要求的提高也是燃煤基准电价上升的原因之一。
随着全球环境问题的日益突出，我国加大了对大气污染和碳排放的治理力度。
为了减少煤炭燃烧过程中产生的二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放，燃煤发电厂需要进行环保设施的改造和升级。
这些改造和升级工程需要一定的投资，从而增加了燃煤发电的成本，进而推动了燃煤基准电价的提高。
此外，能源结构调整也是燃煤基准电价上升的原因之一。
无论是国际还是国内，清洁能源逐渐成为主流。
随着我国能源结构调整的推进，清洁能源发电的比重不断增加，燃煤发电的比重逐渐下降。
由于清洁能源发电成本普遍较高，而燃煤价格相对较低，为了保障清洁能源的竞争力，政府对燃煤基准电价进行了适当调整，使其与清洁能源电价保持一定的差距，以便推动清洁能源的发展。
因此，能源结构调整也是导致燃煤基准电价上升的重要原因。
总之，燃煤基准电价的上升趋势与煤炭价格上涨、环保要求的提高以及能源结构调整等因素密切相关。
燃煤基准电价的上升对于我国经济发展和能源供应安全产生重要影响，一方面，燃煤基准电价的上升将会增加企业的生产成本，进而影响到产品价格，对经济增长造成一定的压力。
另一方面，燃煤基准电价的上升也将会引导企业采用更为清洁、高效的能源，推动清洁能源的发展，对于保障能源供应安全和环境的改善具有积极意义。
影响电价的因素有哪些023新电费收费标准
影响电价的因素有哪些_2023新电费收费标准影响电价的因素有哪些1、原材料，如煤炭、石油、机械设备等，此因素占比较大。
2、科技因素，随着科技的进步，风能、水能、核能、太阳能、潮汐能等发电技术的运用及成本的下降，也会对电价产生较大的影响。
3、随着我国职工收入的不断提高，劳动力成本也随之提高，对电价也会产生一定的影响，不过这一影响对电价占比较小。
4、国家政策性因素，总所周知，我国一些国家垄断企业，国家政策倾向较厉害，会为了一些所谓的国家企业，漠视这些垄断企业自己制定的不合理的产品价格。
5、其他一些微小因素的总和。
2023新电费收费标准(电费最新价格)2023年国家电费新执行标准如下：1、居民用电：居民用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.45元/度;2、工商业用电：工商业用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.6元/度;、3、大工业用电：大工业用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.4元/度;4、小工业用电：小工业用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.5元/度;5、农村用电：农村用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.3元/度;6、农村生活用电：农村生活用电按照电量分档收费，每度电收费标准为0.2元/度。
用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电(除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电)三类;尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电(除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电)四类。
居民生活、农业生产用电继续执行现行电价政策。
执行工商业用电价格的用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价;100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价;315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。
选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。
抽凝机组热电厂发电效益问题分析
抽凝机组热电厂发电效益问题分析摘要：近年来，煤价一直高位运行，而且还在不断上涨，火电企业基本全线亏损，小型热电厂更是生存艰难。
因此，如何合理发电，确定最佳效益负荷点，是降低亏损、提高效率的重要手段。
本文对抽凝机组热电厂发电效益问题进行了阐述。
关键词：抽凝机组；热电厂；发电效益影响抽凝机组热电厂效益的最重要因素是供热量的变化，近年来，随着煤价的持续上涨，抽凝机组热电厂效益不断下降。
在煤价上涨趋势无法控制的情况下，抽凝机组热电厂要想在社会快速发展的时代谋取一条出路，就必须在技术及销售上多下功夫。
提高销售量能直接改变抽凝机组热电厂的效益，而提高技术水平能降低成本，增大效益。
在社会快速进步及经济快速发展的时代，只有双管齐下，才能最大限度地发挥抽凝机组热电厂的效益，从而使抽凝机组热电厂有更长远的发展。
一、发电成本、利润及边际贡献的计算1、分析发电成本与利润。
抽凝机组热电厂总成本由发电可变成本及固定成本组成，等于可变成本和固定成本之和。
由此可知，要想降低抽凝机组热电厂发电成本，就必须从组成完全成本的两个组成成本入手。
固定成本是抽凝机组热电厂完成发电所必需的成本，因而是一个不可改变的因素。
也即是说，要降低抽凝机组热电厂的整体成本，必须从可变成本入手，只有最大限度地降低发电过程中的可变成本，才能从本质上降低抽凝机组热电厂的完全成本。
抽凝机组热电厂利润总额由销售收入和完全成本构成，即销售收入与完全成本之差。
由此可见，为了提高抽凝机组热电厂的效率，除了降低总成本外，另一种方法是增加销售收入。
与其他方面相比，增加销售收入是最易实现的方式，而且也是改变目前抽凝机组热电厂现状最直接、最有效的途径。
因此，在改变抽凝机组热电厂现状的过程中，管理人员必须重视销售问题。
2、分析边际贡献。
从本质上讲，单位销售边际贡献是评估产品生产决策的一个指标，它是总销售额减去可变成本后的结果。
抽凝机组热电厂的边际贡献有两种：单位产品产生的边际贡献及全部产品产生的边际贡献。
我国煤电价格联动机制困境及对策
我国煤电价格联动机制困境及对策韩俊华;王宏昌;干胜道【摘要】煤电价格联动机制没有解决煤电价格的螺旋上涨和火电企业的巨额亏损,主要是因为“市场煤”、“计划电”这种部分规制导致了煤电联动价格机制(规制)的失效,煤电产业链整体规制能够合理制定价格、分配产业链利益、克服无序开采,纵向一体化能够提高消费者剩余、优化资源配置,寻找替代能源才是解决煤电困境的长远对策.【期刊名称】《郑州航空工业管理学院学报》【年(卷),期】2014(032)002【总页数】6页(P54-58,84)【关键词】价格联动机制;价格规制;区间规制;煤电价格【作者】韩俊华;王宏昌;干胜道【作者单位】安徽财经大学会计学院,安徽蚌埠233030;四川大学商学院,四川成都610064;安徽财经大学会计学院,安徽蚌埠233030;四川大学商学院,四川成都610064【正文语种】中文【中图分类】F426我国2002年实行“市场煤”、“计划电”。
由于电煤价格一路上涨，煤电企业矛盾加剧。
国家发改委先后五次实行了煤电价格联动，但并没有解决煤电价格的螺旋式上涨。
本文对煤电价格联动机制困境进行深入研究，并提出对策。
一、煤电价格联动机制失效2004年我国推动了煤电价格联动机制，以电煤车板价为基础，实行煤电价格联动，煤电价格联动周期为6个月，若周期内平均煤价变动或累积变动5%(较前一期)，调整电价。
目的是降低电力企业成本，建立煤价和电价的良性传导机制。
△P2=λ△P1(1)△P3=△P2/(1-c)(2)△P1表示煤价变动额，△P2表示上网电价变动额，△P3表示销售电价变动额，λ表示装换系数，λ=(1-r)×a×(7000/b)×(1+17%)/(1+13%)，r表示消耗比例，a表示标准供电煤耗，b表示原煤发热量，c表示输配电损耗率。
如r=30%，a=357g/kwh，b=6000kcal/kg，c=6.85%(来自2007年国家电力监管委员会数据)，λ=(1-30%)×357×(7000/6000)×(1+17%)/(1+13%)=0.30187，当△P1=5%时，△P2=0.30187×5%=1.50935%，△P3=1.50935%/(1-6.85%)=1.620344%[1]。
电价与煤价联动计算
电价与煤价联动计算首先，我们需要了解电力企业的利润模式。
电力企业的主要成本是煤炭成本和设备维护成本。
煤炭是火力发电的主要燃料，其价格波动会直接影响到电力企业的成本和利润。
在以煤炭为主要能源的电力企业中，电价与煤价存在一定的正相关关系。
其次，电价与煤价联动计算的基本原理是根据电力企业的成本结构和煤价的变动情况，通过一定的计算方法确定电价的调整幅度。
具体的计算方法可以分为两种：成本补偿法和盈利调节法。
成本补偿法是一种简单但粗糙的计算方法。
它的基本原则是根据煤价的上涨或下跌情况，调整电价以保持电力企业的成本不变。
当煤价上涨时，电价也会相应上涨；当煤价下跌时，电价也会相应下跌。
具体的计算方法是：计算煤炭成本在总成本中的占比，然后根据煤价的变动幅度，调整电价的幅度。
比如，如果煤炭成本占总成本的50%，而煤价上涨了10%，那么电价就会上涨5%。
盈利调节法是一种更加精细的计算方法。
它的基本原理是根据电力企业的盈利目标和煤价的变动情况，通过一定的计算方法确定电价的调整幅度。
这种方法能够更好地平衡电力企业的成本和盈利之间的关系，并考虑到电力市场的供求状况。
具体的计算方法可以分为三个步骤：确定盈利目标，计算成本调整幅度，确定电价调整幅度。
首先，确定盈利目标。
电力企业需要根据自身的经营状况和市场需求确定一个合理的盈利目标。
这个目标通常是以盈利率或利润额为参考。
盈利目标的确定需要考虑到电力企业的成本结构、市场竞争状况和政策支持等因素。
其次，计算成本调整幅度。
这一步骤是确定电价调整的基础。
成本调整幅度的计算与成本补偿法类似，需要根据煤炭成本在总成本中的占比以及煤价的变动幅度进行计算。
不同的是，盈利调节法还可以考虑到其他成本因素，比如设备维护成本和人力成本等。
最后，确定电价调整幅度。
根据电力企业的盈利目标和成本调整幅度，可以通过一定的模型和算法确定电价的调整幅度。
这个调整幅度可以是一个百分比，也可以是一个具体的金额。
一般来说，当煤价上涨时，调整幅度为正值；当煤价下跌时，调整幅度为负值。
电价与煤价联动计算方法
电价与煤价联动计算方法
1.电力生产中煤炭的比重：
2.煤炭市场的供需关系：
煤炭市场的供需关系是影响煤价的重要因素之一、当煤炭市场供应充足，需求相对较弱时，煤价可能会下跌；而当供应紧张，需求较为旺盛时，煤价可能会上涨。
因此，煤炭市场供需关系的变化也会对电价产生影响。
3.电价与煤价的联动计算方法：
具体的计算步骤如下：
步骤一：确定单位电力的煤耗量
根据煤炭在电力生产中的比重，可以推算出单位电力的煤耗量。
这通
常需要考虑煤电厂的煤耗率、发电效率等因素。
以煤耗率为例，假设煤电
厂的煤耗率为0.35吨/兆瓦时，意味着每产生一兆瓦时电力需要消耗
0.35吨的煤炭。
步骤二：确定煤炭成本的变化
根据煤炭市场供需关系的变化，可以确定煤炭成本的变化情况。
如果
煤价上涨，煤炭成本相应增加；如果煤价下跌，煤炭成本相应减少。
步骤三：调整电价
根据确定的单位电力的煤耗量和煤炭成本的变化，可以计算出电价的
变化。
如果煤价上涨，意味着煤耗成本增加，可能导致电价上涨；如果煤
价下跌，煤耗成本减少，可能导致电价下跌。
需要注意的是，联动计算方法只是一种估算方法，并不能完全准确地预测电价的变化。
而实际电价的确定还需要考虑诸多因素，如其他能源价格的变化、政府政策的调整等。
总结起来，电价与煤价的联动计算方法主要是根据煤炭在电力生产中的比重和煤炭市场供需关系来进行估算。
通过确定单位电力的煤耗量和煤炭成本的变化，可以估算出电价的变化情况。
然而，实际电价的确定还需要考虑其他因素，并且联动计算方法只是一种估算方法，并不能完全准确地预测电价的变化。
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特 别 美
编辑 ： 孙纬
电价会随煤
在计划经济 时代 ， 炭和电力都只 作为产业链条上 的一 煤 个环节而存在 ， 其生产 、 销售国家全包 。煤矿采出煤 ， 火车 往
上一放 ． 就算完成任 务 。 至于卖给谁 、 卖多少钱 ． 由国家定 。 都 电厂用煤也 都由国家计划保证 ， 不必 为煤价绞尽脑 汁。如果 煤矿亏损 。 国家还 把发电赚的钱拿来补贴煤矿 。双 方基本没 有什么冲突。 从 １ ９ ９ ３年电煤 实行指导价 。其它煤价放开 。
１ ０块钱 左右 。 一下涨到 ５ ０块 的话 ． 那要想涨 。 煤炭涨 ５ ０块 ． 那电力就 甭发 电了。” 但在对煤炭和发 电成本没有 明确规 定 和约束 的情况下 。 样联动下 去势必会 造成“ 这 成本推 动 ” 引 。
发通货膨胀。 而煤电联动的意图就是希望利用行政控制的手
段 ， 弱煤炭价格上涨造成 的电力成本 的压力。 来削
发强硬 。 日前国家发改委发布了煤炭行业 ２ ０ 年运 行分析 ０５ 及 ２０ 年趋 势预测 的分 析报告 。 ０６ 预计 ２０ 年 煤炭供需 将 ０６ 保持 总量基本 平衡 、 比较宽松 的格局 ． 且 因此将 继续推 进煤
炭订货制度改革 ， 坚持 在政 府监 管条件下放开 电煤价格 。 报告称 。０ ５年计 划内 、外 电煤 价格矛盾 比较 突 出。 ２０ 特
他就 此算 了一笔帐一 “ 能源可持 续发展 的基金 ， 平均 ２ ５ 块钱 。 环境保 护的综合 费用是 １ ０块钱 。 转产 资金 ５块钱 ，５ １ 块加 ２ ５块 。０块 了吧 ， ４ 安全风 险的抵押 金 １ ５块钱 ， 有资 还 源 补交那块 儿 ， 国有煤炭 资源补交 那个钱 。 那也要 有一部分 逐步 的分摊成本。这不就 ７ ０块钱吗？ 我是有道理的。”
别是在全 国煤炭价 格总体稳定 的前提下 ， 电煤价格 的结 构性 矛盾 凸显 。 目前全 国计划 内电煤价格 与市场 电煤 价格 相 差
在这种情况下 ． 的煤价到底会有什么变化呢 他说 ， 今年
６
市场周 刊 ・ 却帕最 ２ ０ ． ０ ６６
维普资讯
成本加大。 电力企业除消化一部分加大的成本外。 其余部分
推 出去 。 终由电力用户承担。 中国煤炭 运销协会副理事 长 最
武 承厚称 ：煤炭也好 。 “ 电力也罢 ， 家成本核 算 ， 各 它核算 的不
一
继续推进电煤价格放开
２０ ０ ５年全 国范 围 内重 点 电煤合 同价 比市 场煤价 低 ５ ０ 元到 １ ０元左右。 因而在 电煤价格 方面 ， ０ 电企与煤企 一直处
今 年全国煤炭产量将 接近 ２ ３亿吨 ， 比上年 增加 １１ ． 亿吨 ， 供
需总量基本平衡 。所 以电煤 的紧张远没有传言得 严重 ， 时 同 煤炭的价格也会趋 向平稳。 “ 来整体 的需求都在下 降 ， 为国家 的一些宏观 的政 近 因
策， 比如控 制高耗 能的政策 ， 电解铝 、 钢厂 这一类 。 观政策 宏
每年国家发改委都要 主持 一次煤炭订货 会 。 煤电双ห้องสมุดไป่ตู้ 供
商定来年的 电煤合 同价 ， 并约定发 电企业全 年用煤 中一定 比 例 由煤炭企业按合 同价供 应 ， 其余部分则 由发电企 业到市场 上去购买。但在今年 的煤炭产运 需衔接会上 ， 因为煤企要 求 电煤大涨价而 电企不能与 之达 成共识 ， 的衔接会弄 的大 ８天 家不欢而散 。 细究起来 问题在价格上 。 因电价没放开 。 电煤价 格和供应仍 由国家下计 划 ， 这使得 目前 电煤存在两种格局一 计划价和市 场价 。 而所谓 的“ 电联动 ” 煤 的出发点是 因为煤价上涨 ， 发电 使
样， 它有 它亏损 的道 理 。 煤炭有 煤炭 亏损的道理 。 不是 。 是
于“ 对峙 ” 状态。 今年首次放开 电煤价格导致的电煤合同僵持
局面虽然还没有完全破 解 ， 电煤价格 持续放开的姿 态却越 但
眼下煤炭生产 中的安全 风险抵押 金 、 资源补 偿费 、 勘探 费用 等都在不断加大 ． 令煤炭 生产 的成本也 比以前有所提高。”
为优质动力煤 ．这就 造成 同质不同价 和优质低价 的现 象 。 未 能形成正确 反映市场供 求状况和资源 稀缺 程度 的价 格形成
机制。由于 ２ ０ ０ ５年投产新增能力至少在 ６ ０ ０ ０万吨以上 ， 新
建和改扩建煤炭项 目增多 。因此 ２ ０ ０ ６年产能过剩 的压 力将
的调 控 ， 煤炭 的需 求 ． 对 它增 的速 度是 趋缓 的 ． 以这 样 的 所
而电价还 是 由政府来管制 ． 从此 。 电价 格开始实行双轨 制 ， 煤
煤电纷争也 由此而起 。
话， 煤炭 的需 求趋 缓 。 自然 它的价格也 不可能再 像过 去那 么
大幅度上涨 ， 那么今 年整体 煤炭 的价格 。 是基本稳定的。 目 ”“
前大部 分 电煤 都 已经 到位 ， 以后电煤的价格 ， 应该会是 一种 高位 平稳 运行的态 势。它在 高位 上是一个稳定 的概念 ， 着 随
成 本的逐步 加大 ， 它不是一下 子涨 ， 那也受不 了 ，０ ５ ，０， ３ ，０ ７
是 吧，今年 咱们电煤价格总体上涨 ５ ％左右 ， １ ０到 １ ５块钱 ，
特 剐 关 注
３ 一 Ｏ元 ／屯． Ｏ８ ０ 有的高迭 １ ０元 ／ Ｄ 吨左右 。 而计划内电煤 一般
品、 甚至资源的实际价格 。 都呈现 出下降的趋势。甚至与人们 的印象相反 。 石油及其他初级商品的价格也呈现这一 趋势 。 单 靠煤炭价 格上涨 。 不可能推动 电价 上涨 。近 年来电价 上涨 的真正 原因 。 电力市 场不健全 。 是 而政府缺 乏培育市 场 的决心 。如果在不开放市场的前提下提高电价或实行煤电联 动机 制 。 则电力行业将永远被锁死在低效率的路径上 。