煤电联动的国际经验及启示

煤电联动的国际经验及启示
李成仁高效
内容提要：我国2004年开始实施煤电价格联动机制，对缓解煤电价格矛盾起到积极作用，但仍然存在一些问题：电价联动机制运行不畅；发电企业难以承受30％的消化比例；没有考虑天然气、核燃料等价格变动的影响。

本文通过深入分析日本、美国、南非及我国台湾省的经验，对我国煤电价格联动机制提出完善建议。

关键词：煤电联动；上网电价；销售电价
对于发电企业而言，燃料成本占生产成本的比重较大，燃料价格的变动对生产成本影响较大。

对此，国际上普遍实施煤电联动机制，当煤炭价格变动到一定幅度时调整电价。

我国煤电价格联动自实施至今，在缓解煤电矛盾和发电企业成本压力、保证电力供应等多方面起到了积极作用，但也出现了一些问题。

本文在分析我国煤电价格联动机制问题的基础上，借鉴国际经验，对我国煤电价格联动机制提出了完善的相关建议。

一、我国煤电联动机制现状及存在的主要问题
2002年全面放开煤电价格后，为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业协调、可持续发展，经国务院批准，2004年国家发改委颁布了煤电价格联动机制。

主要内容是：
1．上网电价与煤炭价格联动。

以不少于6个月为周期，当周期内电煤综合出矿价格（车板价）的变化超过5％后，在电力企业消化30％的煤价上涨因素基础上，将上网电价随煤炭价格变化调整。

2．销售电价与上网电价联动。

上网电价调整后，相应调整电网企业对用户的销售电价。

其中，居民电价、农业电价和中小化肥电价一年最多调整一次，其他电价随上网电价调整。

自2004年以来，我国分别于2005年5月、2006年6月、2008年7月1日和8月20日实行了4次煤电价格联动，将全国煤电企业上网电价累计平均每千瓦时提高了7．594分钱，但只有前3次上网电价5．504分／千瓦时在销售电价中及时进行了联动，2008年8月20日第4次煤电机组上网电价调整在销售电价中没有及时联动，直到2009年11月20日，才通过销售电价调整进行疏导。

我国煤电价格联动实施至今，初步理顺了煤电价格矛盾，一定程度上缓解了煤电矛盾和电力企业成本压力，保证了电力的供应，并且对抑制部分行业的过度投资，转变粗放型生产方式和节约资源等，都有着积极影响，但也存在一些问题：1．终端销售电价、上网电价与煤电价格之间的联动机制运行不畅，电力企业承担上游成本的压力。

受经济社会发展各种因素影响，各级政府对电价调整态度谨慎，销售电价、上网电价未能随煤价上涨及时调整。

比如，2007年，发电用煤价格持续上涨，且涨幅超过了煤电价格联动机制规定的5％，但为了减缓电价调整对价格总水平的影响，同时考虑到发电企业盈利状况尚好，没有实施煤电价格联动政策；2008年8月20日，上网电价随煤电价格的变动进行了调整，但为避免对国民经济和居民生活产生冲击和影响，销售电价没有及时调整，给电网企业带来沉重的经济压力。

初步估计，延迟调价对电力企业的影响额度达2166亿
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元，2008年单边电价调整影响电网企业利润502亿元。

2．由于连年煤炭价格上涨，发电企业难以承受30％的消化比例。

自2005年第一次煤电联动至2009年底，全国煤电综合车板价已累计上涨259．64元／吨，2010年5大发电集团和华润电力合同价较上年上涨约45元／吨。

初步估计，消化30％的煤价上涨因素累计影响发电企业利润1840亿元。

3．煤电价格联动机制仅仅反映了煤炭价格变动对电力企业的影响，对天然气、核燃料等价格的影响没有反映。

对于燃气电站、核电站等，发电燃料价格上涨给电力企业带来的成本压力难以缓解。

二、国内外经验
（一）日本
日本发电企业严重依赖国外石油与天然气的进口，燃料进口价格变动对10大电力公司经营业绩有着巨大的影响。

为了使电力收费能够迅速反映原油价格、汇率变动等情况，日本从1996年
1月开始实行“燃料费调整制度”。

［1］
基本内容为：
1．用户电价每3个月进行一次自动调整，以海关统计所公布的上上季度各种燃料进口价格3个月平均值为依据，计算的销售电价变动幅度超过5％时进行调整；
2．无论燃料进口价格变动幅度多大，销售电价一次调整的上限为原销售电价水平的50％，以防止供电价格过度波动。

燃料费调整在用户电价中以燃料费调整额（0．01日元／kWh ）的形式反映，下面以东京电力公司为例介绍核定燃料费调整额的方法。

燃料费调整额=（燃料实际平均价格-标准燃料价格）×标准电力单价÷1000
其中，标准燃料价格规定为42700日元／kl ；标准电力单价为燃料平均价格变动1000日元／kl 时的燃料费调整额，对于低压、高压及特高压用户，分别为0．190、0．185、0．182日元／kWh ；燃料实际平均价格按下式确定：
发电燃料实际平均价格=A ×α＋B×β＋C×γ其中：A 、B 、C 分别为按季度平均计算的每千升原油价格、每吨液化天然气价格、每吨煤炭价
格；α、β和γ是各种燃料的平均价格换算成原油平均价格的系数，分别为0．2782、0．3996、0．2239。

当燃料实际平均价格为40600～44800日元／kl 时，燃料费不调整；当燃料实际平均价格为44800～64100日元／kl 时，燃料费调整额为正数，当燃料实际平均价格高于64100日元／kl 时，均按64100日元／kl 调整；当实际燃料价格低于40600日元／kl 时，燃料费调整额为负数（见图1）。

日本各供电公司核定燃料费调整额的方法基本相同，但由于各公司各种发电燃料使用的比重和燃料进价不同，因此每季度的燃料调整费额度不同。

（二）美国美国，自20世纪80年代末开始实施发电竞价上网后，发电竞价上网前后电价与燃料价格的协调机制不同。

发电竞价上网前，发电企业上网电价与用户电费均在基价之外单独设立燃料调整费，用户燃料调整费用与电厂燃料调整费用联动。

当电厂燃料价格变动时，电厂自动调整与电网结算的燃料调整费用标准，电网则相应调整用户电费单中的燃料调整费。

电厂燃料增支可以全部通过电价转移出去。

联动周期最短为1个月。

政府对电厂采购燃料的原始单据进行审计，发现有弄虚作假的，将进行严厉惩罚。

发电竞价上网后，煤等主要发电燃料价格的
3个月实际平均燃料价格
最高燃料价格
标准燃料价格
超出限额
不能调整向上调整的单价不调整，避免价格波动向下调整的单价
燃料价格调整水平
实际平均燃料价格
46，600日元／kl
（－5％）
42，700日元／kl
44，800日元／kl （＋5％）64，100日元／kl
（＋50％）图１日本燃料费特征示意图
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变动向发电价的传导主要依靠市场力量实现。

输电价由政府按电网输电服务的成本定价，不受发电燃料价格变动的影响。

用户销售电价中，一些电力公司设置燃料调整费，反映发电燃料价格的变动对电价的影响。

如田纳西州TVA电力公司，经营发电与售电业务，用户销售电价中设置因燃料价格变动引起的电费调整额度（FCA）。

［2］［3］TVA公司预测下月其所辖发电厂的煤、天然气等直接燃料成本、其他与燃料相关的成本以及从其他发电商购电的成本的变化，确定FCA，将单位电量的FCA（美元／千瓦时）向用户公布，并在下月实施。

若下月实际执行时，燃料成本的变化高于（低于）预测值，则收取的燃料调整费与供电
公司燃料调整费的实际需求存在缺口（盈余），这部分金额在下下月的燃料调整费核算中相应补收（扣减）。

（三）南非
南非，煤电价格联动需经政府审批。

［4］南非的电价机制中，明确提出燃料成本变动情况下的电价调整机制。

该调整机制建立在成本核算基础之上。

对于煤炭，如果煤价变动，偏离政府核定电价时采用的煤价（基准煤炭成本），Eskom公司（南非垄断性、一体化的国营电力公司）则可按照下式重新核算定价的发电燃料成本：
发电燃料成本=a×实际煤炭成本+（1-a）×基准煤炭成本
a的取值为0～1，反应Eskom与用户分担的风险权重。

如果煤炭价格上涨，Eskom公司可向电力监管部门提出调价申请，电价的变动最终由政府决定。

在南非，电力企业可参与煤炭开发，或通过与煤炭供应商签订长期合同，抑制煤炭价格大幅波动，减轻电价压力。

Eskom公司签约投资参与煤矿的建设以保障煤炭供应。

其9家大型火电厂与煤炭公司签订了对自己有利的长期供煤合同——
—固定价格合同，煤矿以预定的价格向电厂供煤。

（四）中国台湾地区
鉴于国际能源价格波动，对电力经营及电价均产生重大影响，台湾电力公司依据台湾“立法院”要求并应社会对电价应适时反映能源价格涨
用户类别居民
商业
街灯排灌I类II类III类
2006年9月25日0．000000．000000．000000．000000．000000．00000 2006年12月27日0．000110．000100．000100．000100．000110．00010 2007年3月27日0．000890．000880．000880．000860．000890．00088 2007年6月27日0．000920．000910．000910．000890．000920．00091 2007年9月25日0．004560．004500．004500．004440．004560．00450 2007年12月26日0．002820．002780．002780．002750．002820．00278 2008年3月28日0．005800．005730．005730．005650．005800．00573 2008年6月26日0．007240．007150．007150．007050．007240．00715 2008年9月25日0．019020．018810．018810．018600．019050．01882 2008年12月31日0．014000．013840．013840．013690．014020．01385 2009年4月1日0．008530．008430．008430．008340．008540．00844 2009年7月1日0．005540．005480．005480．005420．005550．00548 2009年9月30日－0．00221－0．00219－0．00219－0．00216－0．00222－0．00219 2009年10月29日－0．00326－0．00322－0．00322－0．00318－0．00326－0．00322 2009年12月1日－0．00697－0．00690－0．00690－0．00682－0．00699－0．00690 2009年12月31日－0．00842－0．00833－0．00833－0．00823－0．00843－0．00833 2010年2月2日－0．00907－0．00898－0．00898－0．00887－0．00909－0．00898 2010年3月3日－0．00582－0．00576－0．00576－0．00569－0．00582－0．00576 2010年4月1日－0．00203－0．00201－0．00201－0．00199－0．00204－0．00201 2010年5月3日－0．00138－0．00137－0．00137－0．00135－0．00138－0．00137 2010年6月2日0．002090．002060．002060．002040．002090．00206注：从２００９年１０月开始，ＦＣＡ由每季调整改为每月调整。

表1TVA公司各次燃料调整费率单位：美元／千瓦时
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跌的要求，避免电价与发电使用的能源价格脱节，制定了电价燃料条款机制，并由“经济部”批准执行。

［5］
根据该机制，台湾电公司每季度第一个月（1、4、7、10月）核算上一季“实际价格加权平均每度燃料成本”，与“对应价格加权平均每度燃料成本”比较，并计算其“影响每度电价金额”，计算过程与结果陈报经济部并向公众公布。

当“影响每度电价金额”的绝对值达上年度平均每度售电单价1％时，即启动燃料条款机制，于基准电价外附加（减）“每度燃料费调整单价”，该调整单价在数值上等于“影响每度电价金额”；若未达上年度平均每度售电单价1％时，则恢复以基准电价收费，原附加（减）“每度燃料费调整单价”则予取消。

如启动燃料条款机制，于每季第一个月月底前向用户预告基准电价外应附加（减）的“每度燃料费调整单价”，并于该季第三个电费月份（3、6、9、12月）起实施。

实际价格加权平均每度燃料成本=Σ（上一季各化石燃料用量×上一季各燃料实际价格）÷上一季化石燃料实际发电量
对应价格加权平均每度燃料成本＝Σ（上一季各化石燃料用量×核定电价时各燃料对应价格）÷上一季化石燃料实际发电量
影响每度电价金额＝（实际价格加权平均每度燃料成本－对应价格加权平均每度燃料成本）×影响电价权重
其中，化石燃料指天然气、燃煤及燃料油；影响电价权重的值为79％，为1997年核定电价时化石燃料发电量1561亿度占售电量1977亿度的比重。

总的来说，日本、美国及中国台湾地区均建立了销售电价随煤炭、燃油、天然气燃料价格联动的自动调整机制，并且燃料调整费率在用户销售电价中单列。

三、主要启示
综观内外经验，对完善我国内地煤电价格联动机制具有重要的启示，主要包括：
1．销售电价应建立与上网电价联动的自动调整机制。

在调价期间，当燃料价格变动影响售电单价达一定比例，即可启动销售电价联动，或者只按规定时间间隔进行销售电价联动，联动程序应简单，避免因审批手续繁琐造成的联动不及时、价格信号扭曲。

上网电价变动，销售电价同步自动调整，有利于及时反映燃料成本变动的影响，将价格信号传导给用户，引导用户合理用电和节约能源。

2．应将用户电费分为基本电费与燃料调整电费，以明确反映价格信号。

用户销售电价列示燃料调整费率，燃料价格的变动能直接地反映到燃料调整电费的变动，价格信号清晰明确，使用户对电费变动易于接受。

3．燃料价格联动机制应适用天然气、煤、油等价格变动所引起的发电成本的变动，电价调整不仅反映煤炭价格，而且还包含天然气、油等燃料价格变化。

我国目前核电和气电发展较快，装机容量在今后5年的年均增速预计将达34％和4％，而且随着资源价格市场化改革的不断深化，石油、天然气等燃料价格变动趋于频繁，对电力生产的影响将不可小觑。

因此，天然气、油、核等发电燃料价格的变动，应纳入电价联动机制中统筹考虑。

同时，燃料的运费理应也纳入电价联动机制考虑，但目前运费构成很复杂，且存在许多不合理因素，可在燃料成本中暂不反映。

4．应降低发电企业消化煤炭涨价的比重。

结合我国的实际情况，建议将消化比重从当前的30％调整到5％左右，以降低发电企业的负担，适当保留一定的消化比例，则有利于激励发电企业采取措施降低煤炭购进价格。

注：
［1］Fuel Cost Adjustment System．http：／／www．tepco．co．jp／en／customer／guide／fuelcost－e．html．
［2］Fuel Cost Adjustment．http:www．tvepa．com／images／FUEL％20COST％20ADJUSTMENT．pdf．
［3］http：／／flatheadelectric．apogee．net／foe／frbf．asp．
［4］Multi Year Price Determination2(MYPD2): Proposed Rule Changes．http：／／www．nersa．org．za／．
［5］电价燃料条款机制．http：／／www．taipower．com．tw／TaipowerWeb／／upload／files／26／coal＿9807＿4．pdf．
（作者单位：国网能源研究院）
（责任编辑：刘震）
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