2013年以来，上网电价向下调整是主基调。2013年开始，随着煤炭价格走低，上网电价连续4次共下调7.44分/千瓦时。新电改以来，通过电力直接交易，2015年每千瓦时平均降低电价约5分钱，2016年每千瓦时平均降低电价约6.4分钱。煤电联动、输配电价改革、电力市场化交易等都不同程度地指向电价下调。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2017年7月21日第26期
直到今年6月16日，国家发展改革委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》(以下简称《通知》)，打破了2013年以来上网电价下调的主基调。《通知》称，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。
上网电价从电价结构调整中获得上涨空间，业界称之为“变相的煤电联动”。何以不直接启动煤电联动机制而要曲线救煤电?根据国家发展改革委2015年完善后的煤电价格联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据国家发展改革委测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱，不足0.2分钱，因此2017年不启动煤电联动。
然而，自2016年下半年以来，煤炭价格一路上涨，电力需求持续不振，发电利用小时数下滑，超过九成的煤电企业2016年营收、净利双双下降。今年一季度五大发电集团利润同比下降达119.7%。今年上半年，国家电投火电板块累计亏损达23.73亿元，而国家电投煤炭产能超过8000万吨。据此猜想，另外四大发电集团火电板块盈亏亦堪忧。
煤价不断上涨，煤电企业亏损加剧，这带来了煤电矛盾的大面积激化。今年4月份，宁夏七大电企联合上书请求降煤价，遭煤企“不签约则断供”的强硬回复，煤电矛盾演化到难以调和的地步。
在这样的背景下《通知》出台，通过调整电价结构的方式腾出空间用于上调燃煤发电标杆上网电价。而且此次调价主要是政府让利，电价调整不传导到下游，不影响终端用电价格水平。
工业企业结构调整专项基金自2016年1月1日起征收，各地征收标准不同，陕西和河南最高，分别为1.68分/千瓦时和1.5分/千瓦时。吉林、新疆等五地零征收，意味着此次不具调价空间。工业企业结构调整专项基金全国平均水平为0.76分/千瓦时，按照国家发展改革委《通知》要求，这个空间应全部用来提高上网电价。
重大水利工程建设基金自2010年1月1日开始征收(前身为1992年开始征收的三峡建设基金)，全国平均征收水平约为6.39厘/千瓦时。大中型水库移民后期扶持基金自2006年7月1日起征收，全国平均征收水平约6.62厘/千瓦时。此两项下调25%将带来约3.25厘/千瓦时的上网电价上调空间。
以上三项合计，将提高平均上网电价约1.085分钱，粗略按照2016年下半年全国火电发电量22307亿千瓦时计算，此次上网电价上调将为煤电企业在今年下半年带来约242亿元的利润增长。若考虑进发电量增长因素还会增加更多。据中电联数据，今年上半年火电发电量同比增长7.1%，增速比上年同期高了10.2个百分点，与去年相比，火电发电量增速呈大幅逆转之势。
目前，已有河南、江苏、陕西等地陆续提高了燃煤电厂标杆上网电价水平。其中河南省燃煤发电机组标杆上网电价提高2.28分/千瓦时(略高于测算值1.99分)。江苏省上调燃煤发电标杆上网电价每千瓦时1.3分。陕西省燃煤机组上网电价每千瓦时提高1.99分。河北省南、北电网燃煤发电机组上网电价每千瓦时分别提高1.47分、0.86分(略低于测算值1.5分、0.98分)。山东省燃煤发电机组上网电价每千瓦时平均提高1.88分(略高于测算值1.77分)。从政策落地看，大部分省份按《通知》要求的标准调整了上网电价，一些省份与按标准测算的数值略有出入但也获通过。
另外应该注意到，这一次并不是为了调高上网电价才调整电价结构。调整优化电价结构，与输配电价改革相衔接，有助于电价市场化改革的推进。早在5月17日的国务院常务会议已明确提出要取消工业企业结构调整专项资金、适当降低脱硫脱硝电价、合理降低输配电价格、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准。
而今年以来电价结构调整动作频繁，除了对上述三项全国性质的政府性基金及附加的调整外，还在4月1日取消了电价中的城市公用事业附加，6月1日取消了电网公司向铁路运输企业收取的电气化铁路配套供电工程还贷电价。可见，电价结构的调整优化早在谋划之中，正好让泥沼之中的煤电搭一搭便车。然而，在目前市场化交易电量不断扩大、电煤价格持续高位运行等双重不利因素影响下，煤电能否真正脱困还有待观察。
