煤电联动

煤电联动（通用4篇）

煤电联动 篇1

为了理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面协调、可持续发展，2004年，经国务院批准，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》，从而正式建立了煤电价格联动机制。目前，上网电价机制已基本建立，但迄今为止，输配电价改革未取得实质性推进，输配电价机制仍未建立，仍然依靠购销价差形成，没有反映电网合理成本及发展需要，无法保障电网发展的客观需要，也不利于政府实施有效监管。

煤电运行中面临的问题

现有煤电联动机制联动不及时，力度不到位，未从根本上解决市场煤、计划电的体制矛盾。面临的主要问题有：

一是市场煤、计划电的体制矛盾未得到根本解决。为了解决市场煤、计划电的体制矛盾，国家建立了煤电联动机制，但是考虑到电力资源的公共属性，以及电价对宏观经济形势的影响，国家电价调整并未严格按照机制进行，而是一再滞后于持续飙升的市场煤价格。

二是现有成本传导机制不完善，上网电价单边上调，而销售电价未作调整，电网企业垫支购电费大幅上升。现有煤电联动机制落实不到位，2008年8月20日全国火电上网电价单边平均提高2分钱/千瓦时，销售电价暂不调整，未与上网电价联动，电网企业垫支了大量的购电费。以陕西为例，火电上网电价平均提高1.5分钱/千瓦时，截止2008年底已垫支购电费2.4亿元，2009年垫付购电费将超过8亿元。同时，新投产脱硫机组上网电价提高1.5分，不推动销价的政策实质上也是上网电价单边上调。燃煤发电机组实施烟气脱硫，主要提高社会环保效益，但是，由电网企业而非用户承担电厂脱硫补贴，没有真实反映环境资源成本，成本传导机制缺失，亟需完善。

三是输配电价机制尚未建立，电网成本没能通过电价有效疏导，累积的电价矛盾突出。“十一五”以来，为解决新建电厂送出、主网架卡脖子、中西部完善、户户通电等问题，陕西省电力公司已投入199.25亿元进行电网建设和改造，仅折旧一项年增加成本13亿元。电网企业的刚性成本不但未通过价格疏导，还承担了上游环节转嫁的成本，导致电网累积的价格矛盾十分突出，经营情况急剧恶化，已陷入亏损境地。若销售电价不能及时调整，2009年陕西省电力公司预计亏损将超过10亿元。电网亏损，资信等级降低，融资困难，现金无法周转，电网建设与改造的投资难以为继。

四是偏低的销售电价严重影响资源节约型、环境友好型社会的建设。当前，我国依赖资源高投入的粗放型经济发展方式没有从根本上转变，低电价不能遏制高耗能、产品附加值低、企业污染治理、产品的更新换代。其原因是电价机制仍不完善，电价关系有待理顺，销售电价没有及时与电煤价格上涨、电网建设加大等电力成本联动，电价水平偏低。从长远看，偏低的销售电价将严重影响粗放型经济发展方式转变，不利于节能降耗，不利于推进资源价格改革，也不利于两型社会的建设。

实现有煤电联动的政策建议

(一)落实现有煤电联动政策，真实反映环境资源成本，实行销售电价与上网电价联动，合理疏导电网价格矛盾。改变上游价格放开，下游价格卡死的做法，落实现有煤电联动政策，真实反映环境资源成本，尽快握高销售电价，解决2008年8月份上网电价单边上调和电网垫付新投机组脱硫补贴的问题。同时，合理疏导电网投资的还本付息电价矛盾，改善电网企业经营状况，为电网建设筹措资本金，逐步扭转电网发展滞后局面。用电价杠杆，调整产业结构，促进节能减排，推动两型社会建设。

(二)推进电价改革，建立单列燃运加价的煤电联动机制和销售电价与电力生产成本联动的销售电价机制。首先，建立完善的煤电价格联动机制。建议将燃运加价在销价中单独列出，燃料成本在上网标杆电价中单列，销售电价随燃运价格变化而同步联动。同时，建立合理反映能源资源稀缺程度和电力发展需求的销售电价机制，实施销售电价与电力生产成本联动，促进国家节能减排政策的实施，推动资源节约型和环境友好型社会建设。

华电国际:冀望煤电联动 篇2

“目前华电国际电煤供应没什么影响。市场煤价上涨对公司盈利将产生季节性影响，在供热负荷比较重的时候影响比较大。”华电国际董秘周连青告诉记者。

公司的证券代表张戈临则对记者表示，煤价上涨对公司盈利有影响，但不像想象中那么大。“如果煤炭价格有大幅度波动的话，国家还有一个煤电联动机制，通过电价调整来疏导煤炭成本的变化。”

安信证券首席电力行业分析师张龙认为，政府在近几年已经逐步退出煤电谈判，过去几年谈判的煤价也是谈判双方自己确定，政府只是提供一个场地把大家组织起来，所以政府退出的影响没有想象得大。

华电集团的煤炭发展目标是到2013年控参股煤炭形成产能超过1亿吨。2009年12月28日，华电国际宣布旗下联营公司华电煤业资本将会增加10亿至25.6亿元，增资完成后，华电国际将持有华电煤业已扩充注册资本的21.47%。

张戈临介绍说，“目前我们还没有自供煤。虽然整合了一些煤矿，但山西的煤矿目前还处于停产状态，此外参股了内蒙古和宁夏的煤矿，其中宁夏的正处于挖井阶段，还没有产出。但今年会逐渐地有少量投入生产。”

周连青表示，“煤电一体化对华电国际盈利增长肯定有帮助，未来华电国际自供煤比例会逐步提高。”

“我们进军煤炭行业最主要的目的是保运力，保证煤炭供应；其次是在煤电谈判时有一定的砝码；当然目前煤炭行业是暴利，对上市公司保持盈利的相对稳定有好处，但这只是我们的第三个目的。”张戈临告诉记者，“不过华电国际一年的耗煤有5000多万吨，煤炭完全自供很难做到。”

1月13日华电国际公告称，公司及附属公司2009年度发电量为1074.68亿千瓦时，比2008年度发电量增长约6.75%；上网电量完成999.54亿千瓦时，比公告的2008年度上网电量增长约6.76%。发电量增长的主要原因是新投产机组的电量贡献。

华电国际的成本基本保持稳定。公司前3个季度公司的标煤价格分別为635、645、639元/吨，基本保持稳定。由于公司煤炭来源中市场煤比重达到70%，受合同煤价格上涨的影响相对较小，受市场价格波动影响较大。

“煤电联动机制仍然存在，如果煤炭价格还像2008年那样有一个很大的涨幅的话，上网电价肯定会跟着有一定调整；加上特高压输电实现了网际互供、支援，新投产的机组增速又没有放快，利用小时数2010年也肯定是增长的。”张戈临告诉记者，2009年华电国际顺利扭亏为盈，目前盈利能力正逐渐向2007年的水平恢复。

不过张龙判断，由于煤价高企，“像华电国际这样的火电企业2010年盈利不会太好，估计也就是微利。”

煤电联动 篇3

自厂网分离实施以来,发电市场先后实施了煤电价格联动、标杆电价、投资项目核准和上大压小等经济性管制政策(统称为煤电联动相关管制政策或相关管制政策)。面对复杂经济形势,相关管制政策的实施,一方面引导了发电投资,保证了电力供求的基本平衡;另一方面也导致了煤电价格矛盾不断恶化,发生了发电全行业亏损和电荒等与管制目标不协调的情况,出现了全行业亏损与新机组投资热情不减的背离现象,引起了社会广泛关注。在煤电联动相关研究[1,2]中,多采取定性分析,以揭示政策合理性及实施影响,提出政策调整方向;但对于各项政策相互作用及相关因素的影响程度、政策调整具体措施及可能带来的后果,未给出进一步定量分析和评价,未能有效揭示相关问题及现象的形成原因。系统动力学在政策模拟研究中,能够较好地用于分析系统结构与动态行为,被用于相关政策分析和研究[3,4,5,6]。

为全面查找发电市场前述问题及现象形成原因,量化评价相关管制政策的实施成效及相互作用的影响,本文运用系统动力学流率基本入树的建模和分析方法[7,8],构建仿真评价模型,进行定量仿真评价和调控分析,为政策的完善和实施提供决策依据。

1 流率基本入树逐步建模法的建模思路及步骤

流率基本入树逐步建模法,是针对直接建立整个仿真流图模型出错率大、寻找错误面大等问题,运用整体论与还原论相结合的思想方法,通过分别建树,逐一仿真检验每棵入树建模的正确性,最终形成整体的系统模型。具体建模过程包括以下步骤:①建立流位流率系{(L1(t),R1(t));(L2(t),R2(t));…;(Ln(t),Rn(t))};②运用Vensim仿真软件,建立仅有流位和流率变量的子模型,并进行合理的初始赋值;③在子模型中,建立以R1(t)流率为根的流率基本入树T1(t),对包含入树T1(t)的子模型进行仿真,通过是否有异常输出检查入树T1(t)建模的正确性;④进一步建立以R2(t)流率为根的流率基本入树T2(t),并对包含入树T1(t)和T2(t)的子模型进行仿真,检验入树T1(t)与T2(t)构成模型建模的正确性;⑤依此类推,建立以Rn(t)流率为根的流率基本入树Tn(t),并对包含入树T1(t)至Tn(t)的模型进行仿真,统调检查入树T1(t)至Tn(t)构成模型建模的正确性。

2 仿真评价模型的系统边界及评价指标体系

2.1 市场结构特点及仿真评价模型的系统边界

转型期发电市场的主要特点如下:①省级发电市场相对独立,发电主体单一国有产权结构特征明显;②全国火电装机容量约占总装机容量的75%(部分省级电网高达90%),煤电为主的产业格局明显;③不同机组盈利及风险承担能力差异大;④省级电网公司是单一电力购买者,电力生产和最终消费被完全隔断;⑤发电商各自为战,逐渐丧失了对燃料市场的话语权。为此,模型对系统边界作如下假定。

1)根据机组性能,将煤电机组分为100,300,600 MW机组3个级别,各级别机组的相关经济指标按照平均水平进行无差别化处理。

2)所有发电企业和政府管制部门是理性的,规范实施管制或投资行为。

3)煤价上涨和负荷增长的影响因素极为复杂,鉴于转型期发电行业对其影响能力有限,更多的是满足其变化要求,设置为外生变量。

4)限于篇幅和资料收集的原因,本文以华中地区某省级发电市场为基础,并借助于电力监管部门公布的监管数据[9],将水电、外购电等其他电力供应均作为外生变量,重点对燃煤发电及相关管制政策进行模拟与仿真评价。

2.2 建立评价指标体系

根据国务院对电力体制改革要“有利于促进电力工业发展,有利于提高供电安全可靠性,有利于改善对环境影响,满足全社会不断增长电力需求”的总体要求和国家发改委确定的竞价上网前独立电厂“合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金”的核价原则,结合相关管制政策的管制目标,建立5个维度的政策实施效应评价指标体系,详见表1。

表1中电力供求平衡度指标主要考核投资项目核准政策“满足电力增长需求、保证电力供求平衡”目标的实现情况,可用容量反映电力供应能力;需要容量反映需要满足的电力消费需求;供求关系因子反映供应与需求的相对值关系。3个指标均设置为辅助变量。

煤电价格传导度指标主要考核煤电价格联动政策“有效传递煤价上涨成本压力、合理补偿成本”目标的实现情况,标煤单价及累计增长率反映煤价水平及上涨的情况,设置为外生变量;而标杆电价及累计增长率则反映电价水平及价格调整的情况,标杆电价随着联动价格调整而动态变化,设置为系统内生的流位变量。

机组盈利能力度指标主要考核“保证发电企业合理收益和盈利能力”电价管制目标的实现情况,100 MW机组售电毛利反映该类机组的生存能力,300 MW和600 MW机组售电边际则反映2类机组的盈利能力,3个指标取决于各类机组执行的电价水平和各自的成本水平,均设置为辅助变量。

火电结构度指标主要考核“引导投资、促进电源结构调整”管制目标的实现情况,100 MW机组容量随着关停政策实施中机组的关停不断减少,300 MW和600 MW机组容量则随新机组的核准建设和投产逐步增加,均设置为内生的流位变量。

节能环保度指标主要考核相关管制政策“降低能源消耗、改善环境影响”管制目标的实现情况,社会平均供电煤耗随着电源结构的调整不断下降,设置为辅助变量。

3 建立流率基本入树仿真评价模型

3.1 建立仿真评价模型流位流率系

按照上述考核指标设置要求,结合市场结构刻画和管制政策实施过程的需要,仿真评价模型共设立7组流率流位对。考虑煤电联动调整周期为6个月,设置时间仿真步长为半年, 2004年作为仿真初始时间, 2015年作为仿真分析结束时间,模拟总时段设为24(即12 a);运用Vensim仿真软件,建立的流位流率系子模型见图1。

1)L1(t)表示前次核定现标杆电价L2(t)时对应的煤价,是联动调整时核定煤价上涨幅度的基数,故称为联动基准煤价。

2)R1(t)和R2(t)分别表示按煤电价格联动政策核定准予联动的基准煤价调增额和对应的电价调增额; R1(t)的单位元/(t·unit)表示在一个仿真单位内基准煤价的变化额,其他流率变量的单位含义基本与此一致。

3)L3(t),L5(t)和L7(t)分别表示在运100,300,600 MW机组容量;L4(t)和L6(t)表示已核准在建的300 MW和600 MW机组容量。

4)R3(t)表示按上大压小政策实施关停的100 MW机组关停容量;R4(t)和R6(t)分别表示300 MW和600 MW机组核准建设容量;R5 (t)和R7(t)分别表示建成投产的300 MW和600 MW机组的投产容量。

5)根据被研究发电市场的期初实际情况,分别对7个流位变量进行赋值,其中L1(1)=450元/t,L2(1)=0.35元/(kW·h),L3(1)=2 610 MW,L4(1)=810 MW,L5(1)=2 660 MW,L6(1)=L7(1)=0。同时根据逐步建模中仿真检验的需要,暂令R2(t)=R3(t)=…=R7(t)=0,然后在建模过程中逐步修改。

3.2 流率基本入树T1(t)

流率基本入树T1(t),主要刻画煤电价格联动政策实施时,根据实际煤价较联动基准煤价上涨幅度是否达到规定的联动涨幅最低标准及政府审核时的调价意愿,计算确定基准煤价调增额的过程,由6枝构成,详见图2和相应仿真方程(见式(1)及附录A式(A9)—式(A13)。图中:A11(t)和A12(t)分别表示按联动政策计算的煤价累计上涨率和煤价累计上涨额;A13(t)表示政府调价意愿及程度的政策调控系数;A14(t)表示政策规定进行电价调整的煤价最低涨幅;A111(t)表示标煤单价;A1111(t)表示前期标煤单价,取实际统计值;A1112(t)表示预期标煤单价,通过回归分析赋值;Time表示仿真时间。

式中:IF THEN ELSE(C,T,F)是一个选择函数,表示当C条件为真时,取值为 T,否则取值为F。

对包含入树T1(t)的子模型进行仿真,结果正常,未发现异常输出,流率基本入树T1(t)建立成功。

3.3 流率基本入树T2(t)

流率基本入树T2(t),主要刻画煤电价格联动政策实施时,按照经审核的R1(t)基准煤价调增额、规定的联动比例和社会平均供电标准煤耗水平进行电价调整的过程,由11枝构成,详见图3和相应仿真方程(见式(2)及附录A式(A15)—式(A18))。图中:A21(t)表示社会平均供电标准煤耗,取值为各类机组供电煤耗按供电量比例计算的加权平均数; A211,A213,A215分别表示各类机组供电煤耗;A212,A214,A216分别表示各类机组综合厂用电率;A22(t)表示政策规定的联动比例。

$R{}_2(t)=\frac{1.17}{1000000}R{}_1(t)A{}_{21}(t)A{}_{22}(t)(2)$

对包含入树T1(t)和T2(t)的子模型进行仿真,结果正常,未发现异常输出,流率基本入树T2(t)建立成功。

3.4 流率基本入树T3(t)

流率基本入树T3(t),主要刻画上大压小政策实施过程中,按照发电企业关停意愿和政府关停许可情况,进行小机组关停的过程,由17枝构成,详见图4和相应仿真方程(见式(3)及附录A式(A20)—式(A37))。图中:A31(t)表示单次关停容量;A32(t)表示发电企业按照生存能力选择关停的愿意因子;A321(t),A322(t),A323(t)分别表示100 MW机组售电毛利、上网电价和单位变动成本;A3221(t)和A3231(t)分别表示电价归并系数和其他变动成本;A33(t)表示政府按照供求关系许可关停的需求因子;A331(t),A332(t),A333(t)分别表示供求关系因子、需要容量和可用容量;A3321(t)和A3322(t)分别表示统调最大负荷和容量备用系数;A33211(t)表示前期统调最大负荷,取实际统计值;A33212(t)表示预期统调最大负荷,通过回归分析赋值;A3331(t)和A3332分别表示水电容量和水电出力系数;A3333(t)和A3334分别表示外购电容量和出力系数;A3335(t)表示总的火电装机容量。

对包含入树T1(t),T2(t)和T3(t)的子模型进行仿真,仿真结果正常,未发现异常输出,流率基本入树T3(t)建立成功。

3.5 流率基本入树T4(t)

流率基本入树T4(t),主要刻画投资项目核准政策下,按照发电企业投资意愿和政府审批情况,进行300 MW机组投资、核准建设,以及建成投产增加供应能力的过程,由19枝构成,详见图5和相应仿真方程(见式(4)、式(5)及附录A式(A40)—式(A56))。图中:A51(t)表示期初在建项目安排在本期投产的容量;A41表示300 MW单机容量;A42(t)表示政府按供求关系审定的投资审批因子;A43(t)表示发电企业按照机组盈利能力选择投资300 MW机组的意愿因子;A431(t),A432(t),A433(t)分别表示300 MW机组售电边际、单位固定成本和售电毛利;A44(t)表示需新建300 MW机组台数;A441(t)表示根据负荷预测的预期需新建容量;A4421(t)和A442(t)分别表示上大压小配比系数和允许上大容量;A443(t),A444(t),A445(t)分别表示预期容量缺口、预期可用容量和预期需要容量;A446(t),A447(t),A448(t)分别表示预测统调最大负荷、预测负荷增长率和预测周期。

式中:DELAY1I(DELAY1I(DELAY1I(R4(t),1,0),1,0),1,0)表示核准建设容量经2 a建设后转化为投产容量;DELAY1I(B,1,0)为1阶延迟函数,表示当期输出值为0,下期输出值为B。

对包含入树T1(t),T2(t),T3(t)和T4(t)的子模型进行仿真,仿真结果正常,未发现异常输出,流率基本入树T4(t)建立成功。

3.6 流率基本入树T5(t)

流率基本入树T5(t),主要刻画投资项目核准政策下,按照发电企业投资意愿和政府审批情况,进行600 MW机组投资和核准建设决策,以及建成投产增加供应能力的过程,由10枝构成,详见图6和相应仿真方程(见式(6)、式(7)及附录A式(A58)—式(A64))。图中:A61表示600 MW单机容量;A62(t)表示按照容量预期需新建600 MW机组台数;A63(t) 表示发电企业按照机组盈利能力选择投资600 MW机组意愿因子;A631(t),A632(t),A633(t)分别表示600 MW机组售电边际、售电毛利和单位固定成本。

对包含入树T1(t),T2(t),T3(t),T4(t)和T5(t)的仿真模型进行仿真,仿真结果正常,未发现异常输出,流率基本入树T5(t)建立成功。通过将相关变量2010年前(1至14期)仿真结果与实际数据进行对比,仿真结果正常,构建的仿真评价模型合理有效,能够准确反映煤电联动相关政策的实施过程和市场结构。

4 仿真评价及调控分析

在假定相关管制政策持续执行的情况下,运用Vensim软件对上述流率基本入树模型进行模拟运行,获取前述政策实施效应评价指标的量化仿真评价结果,特别是未来“十二五期间”政策实施量化的发展效应。同时,采取定性和定量相结合的综合分析方法,对政策的实施效应进行分析,对未来“十二五期间”相关管制政策的合理性进行判断和评价,在全面考虑各项管制政策相互关系及外部环境影响的基础上,系统地给出政策改进方向,并对政策改进建议的实施效果及合理性进行判断和评价。

图7—图9分别为维持原有政策和采用改进政策后的标杆电价与标煤单价累计增长率变化曲线、售电边际变化曲线、供求关系因子变化曲线。

由图7—图9可以得出,若维持原有政策,即采用目前标煤单价增长比例3%、煤电联动涨幅最低标准5%、联动比例0.7、容量备用系数18%、统调最大负荷增长率5%,则有以下结论。

1)A111(t)与L2(t)曲线之间的差距持续增大,煤电价格矛盾不断加剧。由图7可见,从2004年到2011年,标煤单价累计上涨100%,标杆电价仅上调20.47%,远低于标杆电价合理的上调幅度40%;到2015年,标煤单价累计上涨将达166%,而标杆电价仅上调56.5%,同样低于标杆电价合理的上调幅度66%。要全面理顺煤电价格矛盾,在控制煤价涨幅减少对电价联动压力的基础上,要比照标杆电价社会平均成本和合理利润的定价原则,对煤电联动政策从实施条件和联动比例等方面进行综合调整,维持煤价与电价间合理的比价关系。

2)在现行煤电联动相关管制政策下,由于煤电价格矛盾持续恶化,未能按核价原则保证发电企业的合理收益,各类机组盈利能力持续下降。按社会平均供电煤耗核定电价的标杆电价政策的实施,使得各类机组盈利能力出现严重分化,能耗高的老机组的盈利能力呈现加速下降局面。由100 MW机组生存能力变化情况(见附录B图B3)可以看出,从2008年开始,A321(t)100 MW机组售电毛利已不足3分钱,也就是说机组发电的售电收入扣除燃料成本,已不足以支付人工成本,到2009年,甚至不足以支付燃料成本。从图8可以看出,若政策持续实施,“十二五期间”,300 MW机组和100 MW机组将长期处于亏损经营状态,600 MW机组也将从2013年开始陷入亏损状态,到2015年A431(t)300 MW机组售电边际亏损将超过7分钱。要扭转各类机组盈利能力不断下降的局面,需通过调整现行价格管制政策,全面理顺煤电价格矛盾。

3)由图9可知,从2013年以后,因600 MW机组也出现经营亏损,投资意愿因子A43(t)和A63(t)均为0,即使供不应求,也无人投资,出现供应能力零增长、电力供求矛盾加剧的趋势。分析其原因,主要是标杆电价政策引起各类机组盈利能力分化,随着煤电价格矛盾加剧,能耗高小机组逐渐失去生存能力,促进了上大压小政策的全面实施,也是出现行业亏损与投资相背离现象的主要原因;而上大压小政策执行到无小机组可关后,600 MW机组经营亏损的出现就将直接导致无人投资新机组的局面。

为此,建议采取以下量化政策改进措施:①将标煤单价增长比例由预期3%降低到2%;②将煤电联动涨幅最低标准从5%降低到2.5%;③将联动比例从0.7提高到0.9;④将容量备用系数由18%降低到15%;⑤将统调最大负荷增长率由预期的5%降低到4%。由图7—图9可以看出,采用新的改进措施后,取得了以下效果。

1)由图7可见,若政策改进建议得以实施,则可缩小A111(t)与L2(t)曲线之间的差距,有效地缓解煤电价格矛盾。

2)由图8可见,若政策改进建议得以实施,可以有效改善机组盈利能力,其中600 MW机组售电边际由政策持续状态下的负值转化为正,实现扭亏为盈;300 MW机组售电边际由政策持续状态下的亏损7分钱提高到亏损3分钱左右,恢复维持简单再生产能力,但仍将长期处于亏损状态。

3)由图9可见,若政策改进建议得以实施,因600 MW机组恢复盈利能力,可以有效地提振发电投资信心,促进电力供求平衡。

更详细的政策实施成效的仿真结果及评价分析见附录B。

5 结语

1)通过对转型期发电市场管制政策实施成效的仿真评价可知,现行管制政策对保证经济发展的电力需求、调整电源结构、促进节能环保、提高发电企业运营效率起到了积极作用;同时,面对煤价持续大幅上升,煤电价格联动政策由于自身的缺陷及执行不到位,导致发电行业全行业亏损,价格信号被扭曲,严重影响了电力的供求平衡,需要进一步调整。

2)在对现行政策实施成效仿真评价的基础上,通过控制煤价、调整煤电价格联动政策、控制负荷增长和加大区域电能交换,可以有效地缓解煤电价格矛盾、提高机组盈利能力和更好地促进电力供需平衡。从仿真分析的结果来看,要从根本上解决煤电价格矛盾和扭转发电行业亏损的经营局面,仍需要进一步的研究。也许需要打破现有的管制模式,加快推进电力市场化改革的步伐。

3)本文应用高效的流率基本入树逐步建模法建立仿真评价模型,通过采用延迟函数、选择函数、及表函数与回归方程相结合的方式,建立仿真方程,收到了很好效果。同时,通过引入政策调控系数、投资意愿因子、投资审批因子、关停意愿因子、关停需求因子等关系因子,对转型期发电管制下,政府管制者的管制行为和发电企业的经营投资行为进行了深入刻画,有效地解决了政府及企业经济行为的量化问题。通过建立仿真评价模型,对相关变量进行定量的仿真评价分析,建立一个定量与定性相结合的研究方法,可以为有关政策的制定和完善提供有效的试验平台,为政策的实施提供决策依据。

摘要：针对转型期发电市场中相关管制政策实施后出现的问题,通过建立评价指标体系,将抽象的改革要求及政策管制目标,系统转化为可计量的考核指标,并运用系统动力学流率基本入树的建模和分析方法,量化分析相关管制政策实施效果。分析结果表明:①联动涨幅最低标准、联动比例、煤价涨幅及政策实施的及时性,是影响煤电价格联动政策实施效果的关键因素;②盈利能力分化程度、能耗高小机组生存能力和需求预测准确性,是影响标杆电价、上大压小和投资项目核准政策实施效果的重要原因;③如采用适当控制煤价及需求增长幅度、调整联动涨幅最低标准及联动比例等改进措施,可起到缓解煤电价格矛盾、改善机组盈利能力、提振投资信心和促进供求平衡的作用。

关键词：转型期,发电市场,管制政策,流率基本入树,仿真评价

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煤电联动 篇4

煤、电产业作为我国基础性能源产业,其价格波动直接关系到宏观经济的平稳运行,煤电价格备受社会各界的关注。为此,国务院办公厅于2012年底下发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,提出实施电煤产、运、需衔接机制,并制定了煤电价格联动政策。而受宏观经济的影响,我国电煤市场逐渐由供给不足向供给宽松转变,煤、电双方的市场地位发生显著逆转,煤—电关系需要重新审视.本文基于情景分析思想,分析不同煤电价格联动机制对宏观经济的影响,以求健全煤电价格调控政策,降低煤、电双方价格冲突的风险。

长期以来,煤炭与电力产业紧密关联,煤炭价格波动直接影响燃煤电力的生产成本及其地板价格[1,2]。我国煤电冲突主要来自调整既得利益分配格局的过程,难点在于煤、电行业的调整依据的不一致以及政府部门的不当介入[3]。Wang(2007)[4]通过对中国煤、电产业的定价政策和交易关系的分析,认为中国煤、电产业由于政府的过度介入而难以形成稳定、合理、成本节约的交易关系,现行的价格管理体制难以实现资源配置和生产效率的提升。事实上,煤电冲突由来已久,多数学者认为电煤价格冲突来源于电煤纵向价格双轨制和电煤市场复杂多变的共同作用[5,6]。于立(2008)[7]、于立宏和郁义鸿(2006)[8]、刘希颖与林伯强(2013)[9]指出,由于煤、电产业价格形成机制截然不同,“计划电”与“市场煤”是导致双方发生价格冲突的根本原因。Zhao等(2012)[10]也认为,中国煤炭和电力价格改革的不对称性是导致煤电冲突的根源,煤、电合作可以化解这一冲突。Liu等(2013)[11]认为我国以市场为导向的煤炭定价以及政府规制为主导的电力定价之间的差异,是导致煤电价格不协调的根本原因。此外,煤炭价格双轨制以及煤、电产业间利益分配的激励性缺失,也被视为导致煤电冲突的原因[12]。长期以来,“市场煤”价格明显高于“合同煤”价格,煤炭价格双轨制使得煤电供应链利益分配极不公平,造成社会福利损失[13]。如Yang等(2012)[14]认为中国煤炭价格高企和封顶电价政策,是引发中国大规模电力短缺的根源。然而,煤炭价格双轨制只是政府干预煤炭价格的一个临时政策,并非现阶段煤电价格冲突的主要原因。

煤电价格冲突是一个颇具中国特色的问题。国内学者基于煤电冲突成因的分析,提出了煤电纵向一体化[15,16]、煤电长期契约[17]、煤电战略联盟[12]、煤电价格联动[9]等一系列解决对策。然而,由于电煤市场的复杂多变,这些政策均具有一定的局限性,特别是对各种政策选择没有一个定量的比较,更无法确定煤电企业之间关系的变化对电煤价格及下游产业会产生怎样的影响。煤电冲突的影响不仅局限于煤炭和电力产业,而现有研究未能充分考虑其对下游关联产业与宏观经济的影响。本文无意于比较以上政策的得失与否,旨在针对煤电联动这一特定政策的宏观经济影响进行分析。

针对煤电联动政策而言,我国先后多次调整并实施了煤电价格联动机制。特别是2012年底提出的煤电价格联动机制,规定“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%”。与往期的煤电价格联动政策相比,考察周期由“不少于6个月”调整为“年度”,电力企业消纳煤价上涨的比例由30%调整为10%.随着电煤市场的变化,这一联动机制政策效果如何,其对下游关联产业以及宏观经济的影响效应如何,均需进行系统的分析。煤电联动作为一种由行政定价向市场定价机制转化的过渡性体制安排,不是最有效的和最根本的解决煤电矛盾的方式,但在特定时期却有一定的必要性[18]。He等(2013)[19]通过对中国电力价格及其影响因素关系的分析,认为煤电价格联动机制可以有效规避电力定价风险。事实上,煤电价格联动政策的提出,缺乏扎实的现实基础和精确的定量分析,且其政策的执行和调整严重滞后于市场的快速变化,特别是新形势下其政策有效性与否及其对宏观经济的影响需要重新检验。

当前学者针对煤电价格联动机制的研究,主要聚焦于这一政策工具的操作性、执行障碍及其影响效应的讨论[18,20]。如沈小龙与贾仁安(2012)[21]基于系统动力学建模技术,模拟分析了煤电价格联动政策价格调整和效益的传导机制,对影响煤电价格联动政策实施成效的关键因素进行了量化研究。He等(2010)[22]采用CGE模型分析了中国煤炭价格调整对电力工业以及电力价格调整对宏观经济的影响,认为煤炭价格上涨导致电力行业的成本上升,但其影响能力随着煤炭价格的上涨而减小。刘希颖与林伯强(2013)[9以煤电联动机制为切人点,利用动态CGE模型模拟了电价变动的宏观经济、社会及环境影响,认为实施煤电联动的负面影响远低于政府的担忧,煤电联动政策是一个利大于弊的选择。Jiao等(2010)[23]基于博弈模型分析了中国煤电价格联动机制,认为在煤炭价格上涨幅度超过5%时,电力产业不可能完全消纳煤价上涨带来的成本压力,电力市场化改革不能仅仅依赖于煤电价格联动政策的推动,关键在于提高电力工业运营效率,政府应逐步放开价格管制,健全电力市场的定价机制。总体来看,当前学者多是从微观企业层面针对煤电价格联动对煤电双方影响的分析,而鲜有对其宏观经济影响效应的研究,且多是基于主观的定性分析或理论模型的推演,缺乏科学的定量分析与检验。

然而,李虹与谢明华(2010)[24]的研究弥补了这一缺陷,他们基于投入产出的视角构建了投入产出价格影响模型,研究了煤电价格联动引起的电价调整与通货膨胀之间的关系。这一研究给本文提供了良好的启示:经济系统中各部门之间通常存在固有的投入产出关系,价格传导是通过价格的非均衡状态与均衡状态的相互转化,表现为某一产品价格变化而引起其他产品价格结构变动的过程。而针对煤电价格联动而言,煤炭价格波动导致电力企业的原料成本,进而通过联动机制影响电力供给总量和电力价格水平,并通过产业链传导影响其他产业价格水平。可以认为,基于成本推动型的价格传导机制,是以产业间的投入产出关系为基础,研究的是产业价格变化对其相关产业的价格传导作用。基于这一认识,复杂网络理论对此具有很好的适用性,本文由此将各部门之间的价格传导系统视为由多个节点构成的复杂系统,以不同的产业部门作为网络节点,以各部门之间的价格波动与联动关系抽象为边,通过构建价格联动网络来研究不同煤电价格联动机制的传导效应。

复杂网络主要借助图论和统计物理的方法,是描绘和研究复杂系统结构和行为的有力工具[25]。近年来国内外学者逐步扩展了这一理论,并将其广泛应用于舆情传播控制[26]、交通运输网络[27]、金融市场复杂性[28,29]等诸多领域,特别是在能源价格问题上的应用较为广泛。如陈卫东等(2010)[30]基于粗粒化方法构建了国际原油价格波动的有向加权网络,分析了国际石油价格变化的内在规律及其动力学特征。孙晓蕾等(2012)[31]采用复杂网络模型分析了全球原油贸易网络无标度性与群聚性、网络混合与互惠性等拓扑特征及其动态演化过程。程淑佳等(2013)[32]采用复杂网络分析方法,分析了十大原油进口地区石油贸易的拓扑结构差异及其区位在原油贸易空间格局形成中的作用。安海忠等(2014)[33]基于加权复杂网络及其演化模型,研究了原油期货和现货价格之间的涨落模式。Castagneto-Gissey等(2014)[34]根据图论思想对欧洲电力现货价格之间的相互作用进行了动态多变量网络建模,描述了欧洲电力价格的不断变化的影响,并对市场一体化的重要变化进行了检验。复杂网络方法在煤电价格联动问题上的研究,也有学者给予了关注。如杨彤等(2009)[35]等基于76部门投入产出关系,建立了煤电价格传导复杂网络模型,分析了煤电价格联动机制的价格传导路径及其影响效应。时至今日,煤电价格联动机制进行了调整,特别是煤价下滑背景下的煤电价格联动政策效果如何,其对煤电产业及其下游关联产业以及宏观经济影响如何仍需研究。

基于这一认识,为定量分析不同煤电价格联动政策对宏观经济的影响,本文研究结构安排如下:首先基于要素成本推动型的价格传导理论,以投入产出表中各部门为网络节点,以部门之间的价格传导关系为连边,建立价格传导复杂网络模型;其次,从各部门投入产出系数、供需水平及其产业利润率等因素予以考虑,确立价格传导复杂网络的演化规则及其动力机制;最后,基于情景分析的思想对不同政策情景下的煤电价格联动效应及其对宏观经济的影响进行仿真,进而设计操作性强的煤电价格调控政策。

2 价格传导复杂网络建模

复杂网络通常强调系统的结构并从结构角度分析系统的功能,研究复杂系统拓扑结构对系统演化、系统动力行为的影响。由于经济部门之间通常存在直接或间接的相关性,其价格传导伴随着生产要素流动而表现出复杂网络的特征,本文将各部门之间的价格传导系统视为一个由多个节点构成的复杂系统[35,36]。而由于价值型投入产出表恰能反映出部门之间相互依存的数量关系,本文根据研究需要对投入产出表中各产业进行拆分或整合,并借鉴价格传导理论建立价格传导复杂网络,进而分析不同煤电价格联动机制对国民经济各部门的影响效应。

2.1 价格传导复杂网络模型构成要素

基于成本推动型价格传导机制的假设,本文将价格传导的过程分解为两个阶段:首先,上游产品价格变动传导至下游产业,这一阶段不考虑时间滞后因素的影响,认为成本推动型的价格传导过程是一种完全传导和顺畅传导;其后,下游产业受成本及市场供需变化而间接导致价格波动,若下游产业的产品市场供过于求,则其上游产品价格波动导致的成本上涨压力会被缓解,即上游产业的价格传导作用被减弱,反之上游价格上涨带来的传导作用则会被强化。由此可以认为,生产成本、供需水平、产业利润率及其价格传导差异是影响价格传导的重要因素。

(1)生产成本。为分析成本因素对价格传导效应的影响,本文以完全消耗系数来衡量成本因素的影响,表示某一部门每提供一单位最终产品所要消耗各部门产品或服务的数量,其不仅能够反映成本因素在各个产业间的流转,还可以反映成本因素对价格变动的直接和间接影响。本文首先基于2007年投入产出表计算出直接消耗系数a,j=xij/Y,xij表示投入产出表中每个单元格的价值量,Y表示该单元格所在列的总投入量,由此可得直接消耗系数矩阵A=[aij]m×n,进而可求出完全消耗系数矩阵B=(I-A)-1-I.

(2)供需因素。而基于市场供需对价格传导影响的考虑,本文以投入产出表中的各部门中间使用量与最终使用量之和表示该产品的市场总需求量d,以各部门的总产出表示产品的市场总供给量s.分析可知,当上游产业价格变动传导至下游产业时,若此刻下游产业的市场供不应求,则上游价格上涨对下游产业的价格传导效应会被进一步放大,上游价格下降则会导致其传导作用减弱;若下游产业市场供过于求,则上游价格上涨将导致其价格传导作用减弱,上游价格下降则会导致其传导作用强化。因此,下游产业的市场供求状态对两产业间的价格传导会有一定影响。

(3)产业利润率。通常认为,下游产业的利润率决定了成本上升带动下游产品价格变动的方向和程度。若下游产业利润率较低,则其产品价格变动受上游价格下降的压力较小,价格传导作用会弱化;若下游产业利润率较高,则其成本上升的压力会被部分或全部消化,造成价格传导作用的弱化。结合实际,本文以投入产出表中增加值合计与总投入之比作为产业利润率指标,由于利润率越高,价格变动向下游的传导越小,故本文以(1-r)反映下游产业利润率对价格传导的影响。

(4)由于现实情景中价格传导在某种程度上存有变异,故本文定义价格传导系数αij为下游产业的价格波动比率与上游产业的价格波动比率之间的比值,并以此来测度价格传导的变异性,测算公式如下所示:

式中,αij可用于反映上游产业价格波动带来的下游产业价格变动情况,分别表示t时刻第i、j产业的价格指数。价格传导系数绝对值的大小决定了上游价格对下游价格影响的大小,其值越大,表明其影响越大。

2.2 价格传导复杂网络结构特征描述

由于国民经济各部门之间的投入产出关系,且各产业的价格传导具有方向和数量的差异,价格传导复杂网络可视为有向加权网络。若以各产业为网络节点,以其投入产出关系为连边,则根据各产业价格指数和节点间传导的非线性关系,可确定如下的价格传导复杂网络的拓扑结构:

式中,V表示价格传导网络中的节点集合,i为投入产出表中的各产业节点。根据研究需要,本文以投入产出表中各部门为节点,并借鉴杨彤等(2008)[35]的做法将投入产出表中135个产业拆分整合为76个部门,故i=1,2,…,76。边集E表示各产业节点价格传导关系的集合,eij为第i部门价格指数变化会对第j部门价格指数产生影响。由于网络节点连边的方向性,故有eij≠eji.点权集P是定义在V上的一个实值函数集,用于衡量各节点的价格传导能力,其中pi表示第i部门的点权,N为节点i的近邻集。L为定义在边集E上的边权集合,表示关联产业间的价格传导强度,lij表示上游产业i与下游产业j之间的边权。

根据价格传导复杂网络的拓扑结构,为考察上游煤炭和电力价格波动对各部门价格体系的影响,本文重点关注价格指数波动较大的产业及其产业之间价格传导关系的变化。本文首先对各部门的点权pi进行界定(式(3)),并以此衡量价格传导能力,即一个产业的价格变化总量,反映了该产业在价格传导中的总影响力。

根据加权网理论可知,点权xi既考虑了节点i的近邻数,又考虑了该节点和近邻节点之间的权重。为分析上游产业外生价格冲击对下游行业价格的影响,本文以相邻时刻各产业价格指数的波动来反映各产业节点点权值的变化,其测算公式如下所示:

由此可知,第t期第i部门点权值的变动受两个因素的影响,其一为第i部门自身前一期点权值的变动,其二是第i部门与相关产业j之间的边权值之和的变化量。

其次,本文以边权lij表征价格传导强度,即一个产业的价格变化量向下游产业价格的传导量,表明该产业价格变动对下游产业的作用强度,并以两产业之间边权的变化△Jij来反映其价格传导能力的变化。为此,本文综合价格传导复杂网络模型要素的分析,以表示在t时刻下游产业j对上游产业i的完全消耗系数,表示在t时刻下游产业j的利润率,dj'和sj'分别表示在t时刻下游产业j的总需求和总供给,定义价格传导网络的边权值如下:

式中,边权lij表示上游产业对下游产业的价格传导强度。相应的,两产业之间边权的变化可以表示如下:

上式用于反映产业间的价格传导关系。由此可知,价格传导关系主要受成本、市场供需、产业利润率和价格传导变异系数等因素的影响。

2.3 价格传导复杂网络演化模型分析

价格传导网络模型中,通常以边权值的变化来反映复杂网络中相邻节点价格传导关系的演化。本文以投入产出表中各产业为网络节点,而后对节点之间的连边进行赋权,其方式有二:一是按照一定的规则为两节点间连边赋权,且保持不变,即边权固定模型;二是随网络结构的变化,赋予节点间的边权不断改变,即边权演化模型。由于价格传导网络是一个有向加权网络,决定了网络主体间的有向连接关系。因此,本文假定各节点之间的边权关系是固定的,但边权值是动态变化的,因此制定如下价格传导网络的演化规则:

步骤1:网络初始状态包含76个节点,假定节点之间不存在连边,因此边权也不存在,且各部门的点权值均为0,即.

步骤2:在单位时间t内,各产业依据由需求供给率形成的概率q'发生价格变化。

步骤3:根据边权的定义(式(5)),价格指数变化△p根据各节点的边权值,向存在连边的其它产业进行价格传导,形成新的点权和边权;

步骤4:重复上述步骤,逐步进行迭代,直到指定的时间步为止。

根据上述演化规则,根据近似平均场理论,可以得到边权随时间演化的动力学方程如下:

当价格指数pi≥100时为:

基于上述价格传导网络的拓扑结构及其演化规则,结合实际数据演化生成价格传导网络,对煤电价格联动机制的影响效应进行情景模拟。基于上述模型构建,本文基于投入产出表和价格传导机制理论,以调整后的76个产业部门作为网络节点,模拟不同煤电联动机制对宏观经济的影响,以求推动煤炭和电力的市场化发展。

3 煤电价格联动政策情景模拟

3.1 煤-电价格联动的情景设定

我国煤电价格联动政策先后经历了多次调整,为考察不同煤电价格联动机制对宏观经济的影响,本文将其分三种情况予以讨论:一是按照2004年煤电价格联动机制,由电力企业自行消纳煤炭价格上涨部分的30%,为保障电力企业经济效益,假定电价指数涨幅与煤价指数涨幅比例维持在α=0.7的水平上两者实现价格联动;二是按照2012年12月确定的新联动机制,联动周期以年度为单位,电力企业自行消化煤炭价格上涨的10%,在电力企业才不至于因生产原料成本上涨而导致经营亏损情况下,假定电价指数涨幅与煤价指数涨幅比例应维持在α=0.9的水平,两者实现价格联动;三是在煤炭价格保持稳定的情景下,假定电力价格按照不同的比例进行传导,考察不同比例的煤电价格联动机制对宏观经济的影响。情景设定如表1所示。

3.2 煤-电价格联动的情景模拟

本节主要分两类情景进行仿真:一是以煤炭价格变动,电力价格按照不变的传导比例同幅度变动,即一般意义上的煤电价格联动;二是假定在煤炭价格保持相对稳定的情景下,电力价格按照不同的比例进行传导。本文根据复杂网络模型对这两大类情景进行模拟,测算不同产业的点权及其价格水平的变化,情景模拟结果见表2。

分析可知,煤电价格联动政策主要通过煤、电产业价格之间的直接传导及其系统中的间接价格传导而共同发挥作用的。由于价格传导网络是有向加权网络,煤电价格联动在系统模拟过程中的关键产业节点的选择,主要是考虑其与上下游产业之间的价格传导强度(边权)及其上下游产业价格变动在该产业价格变动中的比例(出/入权)大小。根据价格传导网络模型的关键路径搜寻准则可知,煤电价格联动通过一定的路径向系统中其他产业进行传导,由于各产业之间的价格传导能力和价格传导强度不同,传导效应就产生差异,表2给出了煤电价格传导关键路径的前20个产业。

由模拟结果可知,煤电价格联动的核心传导产业节点主要包括其自身与有色金属冶炼及压延加工业、有色金属矿采选业、石油和天然气开采业、黑色金属冶炼及压延加工业、石油加工/炼焦及核燃料加工业等。确定煤电价格传导关键产业节点的意义在于:一是可作为价格传导效应的重点观测指标,煤炭价格调整后,迅速定位需要重点监测的产业部门,特别是关键路径中的上游产业;二是有针对性地通过政策引导或规制使价格传导中的部分路径传导强度得到弱化或强化,以稳定物价水平,保障国民经济健康发展。

3.3 煤-电价格联动的情景分析与比较

在其他产业价格指数不变的条件下,煤-电价格的波动将对各产业以及宏观经济产生影响。本文利用复杂网络及价格传导的演化规则,将新生成的系统与原来的价格传导系统中各产业点权值以及价格水平进行比较。对于同比例价格联动政策情景,本文根据电价指数涨幅与煤价指数涨幅比例α的政策差异,将其分为α=0.7(即电力企业自行消化煤炭价格上涨的30%)与α=0.9(即电力企业自行消化煤炭价格上涨的10%)两类情景,每一类同比例联动情景分别又细分为3种。图1为煤-电价格同比例联动情景下,煤-电价格传导的前20核心产业价格水平变动的仿真结果。

(1)煤电价格同比例联动情景分析(α=0.7)

按照2012年以前的煤电价格联动机制,电力企业自行消化煤炭价格上涨的30%,本文据此将煤炭价格指数设定为90、110和120三种细分情景(B1、B2与B3),按照煤炭价格上涨幅度的70%传导到电力产业,电力产业价格指数相应上涨。从仿真结果来看,煤炭行业与电力行业的点权值和价格波动相对较大,究其根源:一方面在于煤炭和电力产业的价格波动直接作用于产业自身,这也是模拟中所规定的;另一方面,煤、电产业关联紧密,二者相互影响,其交叉作用导致煤炭和电力产业点权波动幅度大;再者,煤炭和电力产业的点权变化幅度较之于其他产业相对较大,表明煤炭和电力价格的变化首先消化在产业内部,而后向相关产业传导。对于煤炭和电力传导核心层的共同产业而言,由于受到煤、电产业的双重影响,其点权值及其变动幅度较大。以石油和天然气开采业为例,对应于B1、B2与B3三种情景,其价格指数变动幅度分别达到-0.397、1.223、3.130。

(2)煤-电价格同比例联动情景分析(α=0.9)

按照2012年以后的新煤—电价格联动机制,电力企业需自行消化煤炭价格上涨的10%.为便于比较,本文同样设定煤炭价格指数为90、110和120三种不同的细分情景(B4、B5与B6),按照煤炭价格上涨幅度的90%传导到电力产业,电力产业价格指数相应上涨。从煤-电价格联动核心产业的价格变动情况来看,煤炭行业与电力行业的价格变动幅度相对最大。

比较可知,各产业价格指数变动方向与煤炭、电力价格变动方向总体上保持一致,即电煤价格下滑导致各产业价格指数的总体下降,而电煤价格上浮导致各产业总体价格水平的提高。以B1情景为例,在煤炭价格下降10%、电力价格下降7%的初始假定下,经过产业价格的传导过程后,煤炭产业价格与电力产业价格分别相对下降4.049%、4.804%.除黑色金属冶炼及压延加工业价格变动幅度相对上涨之外,其他产业价格水平整体上呈下降现象。

(3)煤-电价格不同比例联动情景分析

对于不同比例的煤电价格联动情景,本文假定煤炭价格指数维持在110的水平,而电力价格按照不同比例进行联动,相应的煤电价格联动比例分别设定为0.2、0.5、0.6、0.7、0.8、0.9,分别对应B7～B12六种情景。图2为煤电价格不同比例联动情景下,煤—电价格传导的前20核心产业价格水平变动的仿真结果。

比较可知,由于电力价格对煤炭价格联动比例的差异,在初始相同的煤炭价格变动幅度下,不同比例的煤电价格联动机制导致各产业价格水平存在明显差异。特别是B7情景下,即煤炭价格上涨10%,电力行业自行消化煤炭价格上涨部分的80%,电力价格相对上涨20%的初始假定下,煤电价格联动对各产业的影响较之于其他情景存在较大差异。而从不同比例煤-电价格联动对各产业价格影响的变动趋势来看,不同比例的煤电价格联动情景对其核心传导产业价格水平的影响大体一致,表现为价格水平的同向变动。

(4)煤电价格联动对CPI影响的情景分析

在煤电价格联动情景中,煤炭价格变动条件下的不同煤电联动机制对CPI的影响有所差异,但从CPI的变动方向来看,其总体上与煤炭价格与电力价格的变动方向大致相同(图3)。对应于第一类煤电价格联动机制(α=0.7)的B1、B2与B3情景,CPI的变动幅度分别为-0.53%、0.65%、2.31%.对应于第二类同比例煤-电价格联动机制(α=0.9)下的B4、B5与B6情景,初始假定煤炭价格指数变动幅度为-10%、10%、20%,电力价格指数变动幅度为-9%、9%、18%,而经过产业之间价格传导后,相应情景下CPI的变动幅度分别为-0.36%、0.09%、2.53%.比较发现,对于不同的煤电价格联动机制,初始假定的煤炭价格变动幅度越大,CPI的变动幅度就越大。

从煤-电价格联动情景的横向比较来看,尽管初始假定煤炭价格变动幅度均相同,但由于电价指数涨幅与煤价指数涨幅比例α的政策差异,煤价小幅波动条件下的新价格联动机制能够显著降低煤价波动对CPI的影响。以初始假定煤炭价格指数相对下降10%的B1与B4情景为例,两者由于α的政策差异,CPI变动幅度分别为-0.53%、-0.36%.对于B2与B5情景,两者均初始假定煤炭价格指数相对上涨10%,但由于电价指数涨幅与煤价指数涨幅的比例有所差异,CPI变动幅度分别为-0.53%、-0.36%.需要说明的是,对于B3与B6情景而言,由于煤炭价格相对上涨变动幅度较大(20%),新联动机制下煤、电价格波动对宏观经济的影响相对较大,CPI变动幅度为2.53%,而原先的煤电价格联动机制下CPI的变动幅度相对较小,为2.31%.总体来看,在煤炭价格变动幅度不大的情况(±10%),新煤-电价格联动机制能够较高的减小其对宏观经济的影响,CPI变动幅度相对较小,而对于煤炭价格上涨幅度较大的情况(上涨20%),原先的煤-电价格联动机制能够降低煤电价格波动对宏观经济的影响,而新煤电价格联动机制放大了煤、电价格波动对宏观经济的影响,CPI变动幅度相对较大。

而对于不同比例的煤电价格联动机制,本文假设煤炭价格在初期相对上涨10%,而煤电价格联动系数按照α=0.2、α=0.5、α=0.6、α=0.7、α=0.8、α=0.9的不同比例进行情景设定。比较可知,B9情景下煤电价格波动对CPI的影响最小,为0.026%,而B10情景下CPI的变动幅度最大,为0.653%。由此可以认为,煤电价格联动系数设定为0.6时,即当电力企业自行消纳煤价波动幅度的40%时,这一煤电价格联动机制更有助于煤电价格在各产业系统中的传导,更能够减小煤电价格波动对宏观经济运行状况的影响。

4 结论与政策启示

本文基于价格传导的复杂网络模型,通过对煤电价格联动政策的情景模拟,定量刻画了煤—电价格波动及其传导过程,重点分析了不同情景下煤、电产业价格联动政策的影响效应。通过模拟发现:①同比例煤-电价格联动机制情景下,煤炭和电力产业点权值和价格波动相对较大,表明煤炭和电力价格的变化首先消化在产业内部,而后向相关产业传导;②同比例煤-电价格联动机制下,各产业价格指数变动方向与煤、电价格变动方向总体上保持一致;③不同比例的煤-电价格联动情景下,各产业价格水平存有情景差异,但其总体变动趋势大体一致;④煤炭价格变动下的不同煤电联动机制对CPI的影响大小有所差异,但其变动方向与煤、电价格的变动方向总体上大致相同;⑤在煤价变动幅度不大的情况下(±10%),新煤-电价格联动机制(α=0.9)能够降低其对物价水平的影响,而对于煤炭价格上涨幅度较大的情况(+20%),原先的煤-电价格联动机制(α=0.7)能够降低煤电价格波动对物价水平的影响,而新煤-电价格联动机制放大了煤、电价格波动对物价水平的影响,CPI变动幅度相对较大。

理顺煤电价格关系,须以市场调节为主,政府宏观调控为辅。结合我国当前煤电交易现状及其价格联动政策的影响效应来看,未来政策取向应以稳定煤电供需为目标,以完善煤电价格形成机制为手段,健全煤、电双方的交易规则,理顺煤电价格关系。具体建议如下:

(1)健全煤电市场交易体系,发挥市场在资源配置中的主导作用:一方面在煤炭营运环节引入竞争机制,通过煤炭物流体系与电子交易平台的建设,降低煤炭运输成本与交易成本,缓解煤、电双方的价格冲突;另一方面,应建立政府宏观调控与市场配置资源相结合的电力系统运行机制,即准现货交易则可以市场为主体进行公平竞争,借助反映实际电力供需状况的市场价格来引导电力市场的健康发展。

(2)动态调整价格联动关系,优化煤电价格联动机制。本文对两种煤电联动机制进行了情景比较:当煤价变动幅度不大时(±10%),新煤电价格联动机制能够降低其对物价水平的影响;而对于煤炭价格上涨幅度较大的情况(+20%),原先的煤电价格联动机制能够降低煤电价格波动对物价水平的影响,而新煤—电价格联动机制放大了煤、电价格波动对物价水平的影响,CPI变动幅度相对较大。由此来看,优化煤电价格联动机制,应通过对煤电价格波动的实时监控,对于不同情形的煤电价格波动幅度,动态调整煤电价格联动关系,以求降低煤电价格波动对宏观经济的影响。

(3)建立煤价倒逼机制,充分反映资源稀缺程度。在当前煤炭价格市场化,电力价格宏观管制的情况下,煤电价格传导不畅主要体现为电力定价没有充分反映煤炭价格的市场波动。基于这一考虑,可在现行煤—电价格联动机制的基础上,建立煤炭价格对电力上网定价的倒逼机制:一是建立完善的电煤市场监测数据,即时监测电煤供求总量、价格、库存、进出口等指标,为煤炭价格走势的判断提供数据基础;二是对电力价格进行成本核算,电力价格制定应充分反映电煤价格的变化,进一步完善电力价格形成机制;三是加强对电力行业的监管,信息公开化,利润合理化,优化联动方案。

(4)规范电力定价管理机制。电力价格涉及国计民生,但当前我国实施的电力定价管制政策难以反映市场资源稀缺程度,因而饱受诟病。电力价格改革作为电力体制改革的重要内容,牵一发而动全身,涉及多个监管部门。而从当前政府管理架构来看,电价改革主要由发改委牵头组织,而电力体制改革则由电力监管委员会负责。而电监会作为国务院直属事业单位,没有干部任命权也没有资产划拨权。因此,有必要规范电力定价管理机制,明确各部门的权、责、利,建立多部门之间的协调机制。

摘要：煤电价格联动作为一种由政府定价向市场定价转化的过渡性体制安排,对于化解煤电冲突具有重要的现实意义。基于复杂网络模型,定量分析不同政策情景下的煤电价格联动机制的影响效应。研究发现:煤电价格联动政策对煤、电产业自身以及冶金、采矿和石化等资源密集型产业影响较大,该类产业可视为煤电联动政策影响效应的重点监测部门;不同政策情景下,煤电价格联动机制对宏观经济的影响有所差异,但各产业价格指数与煤、电价格变化趋势趋于一致;若煤价变幅不大,新煤电价格联动机制(α=0.9)能够降低其对物价水平的影响,反之,原煤电价格联动机制(α=0.7)能够降低煤电价格波动对物价水平的影响,而新煤电价格联动机制放大了煤、电价格波动对物价水平的影响。基于上述结论,提出健全煤电市场交易体系、动态调整煤电价格联动机制的建议,以求建立煤炭价格对电力上网定价的倒逼机制,逐步形成合理的电煤价格运行和调节机制。