自2008年年底福州订货会以来，煤电双方由于各自“心理价位”相距太大，电煤谈判一直处于胶着状态。2009年3月30日，有媒体报道，除国务院相关研究室外，发改委也已参与电煤协调，“煤价上涨4%”的方案有可能会在近期推出。

　　 而就在3月6日，工业和信息化部、国家发展和改革委员会、国家电监会、国家能源局联合下发通知，决定对各地自行出台的优惠电价措施进行清理。

　　 电力“价格联盟”或有松动？

　　 全球经济危机的确给中国带来了很多影响。全国电力需求出现急速下降，全国用电量自2008年10月份以后持续下降。电力需求下降的主要原因是，受国内市场需求下降影响较大的黑色和有色金属行业的用电量大幅度下降影响，这两个行业2008年10月的用电量分别下降16%及8.9%，到11月份更分别降低24.5%及14.5%，11月份用电负增长的行业已扩大到采矿业为（-12.5%）。山西、湖南、内蒙古、贵州、云南等高耗能产业集中的省区，用电量同比降幅均在两位数以上。

　　 有些地方政府为拉动用电需求而调低了工业电价。地方政府降电价的动机其实很清楚，对于他们来说，高耗能企业不仅是经济增长的基础，还是财税的主要来源，而且，高耗能还带动一些其它产业发展。内蒙古于2008年11月17日最先下调工业用电电价，将铁合金、多晶硅等7种高耗能产业的生产用电在现行电价基础上每度下浮0.08元；黑色金属冶炼、有色冶金及深加工企业下浮0.045元。随后，其他一些省区纷纷效仿，宁夏、云南政府也相继把工业电价分别下调0.03元/度、0.06元/度，即为了降低企业生产经营成本，也为了拉动需求。目前的优惠电价政策，大多采用多方共同承担的方式降低电价，由电网和煤炭企业共同承担，比重相近。除了电价，各地政府还纷纷对其重工业企业实行减税减费，以保经济增长。

　　 目前高耗能企业的产能大幅度下调，不一定说明他们的需求也同步大幅度下调。很可能的情况是：以前生产太多了，需求突然降低使企业的库存处于高位，将会有一段消耗库存的过程。如果是这样，调低电价，降低高耗能成本，不一定能拉动电力需求。在库存消化之前，企业的生产不会增加。如果高耗能企业的真正问题是产品卖不出去，解决问题的关键是增加市场需求；如果高耗能行业的下游企业也面临同样问题，通过降低电价来降低企业成本不能真正解决产品的市场需求问题，至少短期内不行。

　　 受到打击比较大的应该是电网。2008年8月20日，国家发改委将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高0.02元，而销售电价不变。电网得不到煤炭价格下降的好处，随着电力需求下降，电网利益面临两头受挤。下调电价来推动高耗能的需求，需要电量增长对盈利的贡献幅度超过下调电价对其盈利的负面影响。如果调低电价不能大幅度提高高耗能企业的电力需求，对电网就意义不大，就可能是负影响。

　　 由于前期煤价高涨和现在用电量增速下滑，2008年电力企业面临全行业亏损。对于火电企业来说，尽管降电价可能可以多卖一些电，但是，多卖电多赚钱的前提是，煤价下降要大于电价下降。影响火电行业盈利能力主要包括三个方面：煤炭价格、发电设备利用小时数、销售电价。有人预计，2009年电煤价格仍有20％以上的下跌空间。但是，电厂发电设备利用小时数也在下降，2008年1至11月份，全国规模以上电厂发电设备累计平均利用小时为4317小时，比去年同期降低269小时。有人估算，电厂平均利用小时数约在5000小时以上才能盈利。如果下调了电价，要么电量要有足够增加，或者煤炭价格下降更快，火电发电盈利才有可能回升。一季度是传统的用电淡季，而且目前工业产品产量增速仍处于下降态势，电力消费量可能进一步跌落。对于电网和发电企业来说，都是不好的消息。

　　 地区优惠电价政策的影响必须重视。如上所述，调低高耗能企业的电价，如果是一个很短期的行为，效果可能不大。如果降价的时间长了，则与国家节能减排的方针相悖，也违反区别电价的政策。地方自行降价将会鼓励能源消费、影响产业结构调整，也可能加大电力企业的亏损面。于是，就有了最近针对地方政府的自主降价行为的清理。国家发改委对地方降电价的规范是否有效，还需要观察。因为，随着经济形势恶化，地方政府就会有以改善投资环境为由而下调电价的动力。

　　 虽然当前煤炭市场状况比较低迷，但我想，煤炭企业可以通过“限产”或者调节销售数量来调节煤炭供求关系。而电力企业承担“保电责任”，因此，会在煤电价格的博弈中略占下风。

　　 虽然保增长是目前政府工作的中心，但总不能将降低电价作为保增长的措施。有没有更好的办法？温总理的《政府工作报告》指出要继续深化电价改革，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。如果能通过改革，提高效率来降低高耗能的成本，应该是一个更好的选择。

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