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历史燃煤发电是我国电力供应最主要的来源之一，发电量占比约为65%。其中，一半左右的煤电价格已经实现市场化。其余的煤电价格执行政府制定的标杆上网电价，同时根据煤炭价格波动，实行联动。根据国家发改委
原则上不超过15%。华北电力大学教授张粒子说，这标志着电价市场化改革迈出关键一步，煤电价格联动机制进入历史。煤电联动是政府调价，只反映了电煤的价格波动。这次基准价+上下浮动，浮动的价格是买卖双方协商定的

成本因素确定，难以及时、准确地反映电力供求关系变化，特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次，难以反映燃煤发电成本变化。近几年，电煤价格高位运行，燃煤发电成本上升，但在电力供求相对宽松的背景下
放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上，强调平稳有序、分步实施，逐步扩大价格形成机制弹性，防范简单放开引发价格大幅波动，稳步实现全面放开燃煤发电上网电价

是为了扭亏深陷泥潭的电力企业。在煤炭价格持续上涨阶段，国家实施了煤电联动政策，将二者捆绑为利益共同体。但是，由于煤炭价格跟随市场供需变化而随时波动，煤电联动机制导致煤价不能及时传导至电价，形成了长期以来
的市场煤、计划电的矛盾，煤电联动也成了名存实亡的概念。 2004年，国家发改委推出《关于建立煤电价格联动机制意见通知》，明确以6个月为周期，在平均煤价波动超过5%时调整电价。 2015年12月

。但受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，局部地区部分时段电煤供应偏紧，电煤价格总体高位波动。另一方面，我国从2015年推进电力体制改革以来，发电企业最先受到影响，火电企业为
今年上半年，我国风电和光伏发电表现抢眼，以新疆为例，弃风率已低于红色预警线以下，新能源平价上网的步伐加快。发电企业呼吁，完善煤炭清洁化利用机制，保障环保火电企业合法利益;跨省交易电价实行与煤价

储能的问题。我们都知道风光储都是过去几年发展非常迅速的，是我们发展的热点，我们风光储，无论是风电也好、光伏也好、储能技术也好，发展速度非常快，正是因为发展速度比较快，我反倒觉得可能我们波动性的风光
是毋庸置疑的：第一，风光在整个电力能源发展过程中的优势地位已经得到了确认，无论是我们在讨论风光是不是垃圾电、波动性安全不安全，我想是大势所趋，无论是国际还是国内我们发展优势地位是得到确认的。第二，由于

随机性、波动性强为电力系统调频、调峰带来极大的压力，新能源消纳困难、弃电率一度居高不下，成为困扰着西北电网安全运行和新能源健康发展的难题。国网西北分部敏锐地意识到，发挥大电网平台优势，实现区域内资源优化
。市场正发挥积极的正向激励作用，形成良性循环。成效四：有效促进各电源的协调发展。新能源快速发展对传统能源产生冲击，一方面挤占了传统火电的发电空间，在煤价居高不下的情况下火电企业亏损面进一步扩大

平衡，电煤价格高位波动。上半年，全国规模以上煤矿原煤产量增长3.7%，全国煤炭进口量增长5.7%，全国电厂发电及供热消耗煤炭增长3.4%，全国电厂存煤总体处于高位，电煤供应总体平衡。受煤矿安全
事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，局部地区部分时段电煤供应偏紧。电煤价格总体高位波动，2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行

，国内电煤价格经历了一个漫长的下滑期。发改委在2015年两度下调燃煤机组上网标杆电价的根源也在于此。可一直被诟病电价调整滞后于煤电波动的煤电联动机制在这一轮电价调整中依然暴露出了问题。中国电
)，以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为克/千瓦时。 A：上期中国(分省)电煤价格指数与2014年相比增减额，单位为元/吨。从2014年开始

瓦时，同比分别增长8.4%和10.2%。六是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧。一季度，煤炭生产量微增、进口量下降，煤炭供应量增长慢于消费量增长，电煤供需出现地区性阶段性偏紧。电煤价格总体呈现
高位上涨特征，2月以来中国电煤采购价格指数CECI各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间上限，国内煤电企业采购成本仍居高

健康稳定发展，薛静认为。目前，由于机制建设有待完善，市场交易电量的增长还远未进入稳定阶段，偶然因素都可能引发相关数据的大幅波动。以煤电为例。煤电是我国的主力电源，还承担着重要的调峰作用，一些地区为了
适应接收新能源的不稳定性，需要投入大量成本建设调节电源或进行煤电机组灵活性改造。在电煤价格较高和辅助服务市场价格补偿有限的情况下，以本地煤电机组低负荷调节为代价增加跨省跨区输送电量的经济补偿幅度，需要

价格很大程度上还是受到煤炭市场价格波动影响。由于上网电价未能与煤价联动，因此煤电企业面对燃料成本大幅上升缺乏有效应对手段。这是煤电企业面临的主要困难。此外，电力市场交易等方式也导致电价下降，煤电的盈利
煤炭市场波动的能力。此外，这些地区风能和太阳能资源也很丰富，适合打造煤电、风电、光伏发电等多能互补的大型能源基地，实现协同发展，发挥规模效应，促进电力资源优化配置。中国能源报：您如何看待目前我国煤电

。这几年煤价较高，电力行业经营非常困难，但不管经营如何困难，中国大唐在科技创新、节能减排上的投入都没有缩水，近五年投入了400多亿元进行设备治理和改造，积极推动630℃超超临界二次再热、超超临界CFB
、燃煤生物质耦合等发电技术示范应用，加快攻关700℃超超临界发电技术，持续提升发电行业装备科技含量和节能减排水平。中国能源报：您刚才谈到煤价较高，电力行业经营困难，就煤电矛盾，您怎么看? 陈进行：煤

特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。七是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧，煤电企业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI5500大卡综合价波动区间为
571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间(价格正常)上限，国内煤电企业采购成本居高不下。2018年

特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。七是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧，煤电企业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综合价波动区间为
571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间(价格正常)上限，国内煤电企业采购成本居高不下

。五是电力燃料供应偏紧，煤电企业经营仍较为困难。前三季度，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数CECI沿海
指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标

资产规模还是现金流都在持续上涨，所以2017年也造就了股市上一大批明星企业。在进入2018年之后，一方面叠加金融市场的振荡，另一方面，同时也有一些相应政策的波动，导致这个市场今年情况出现了新增装机
，觉得明年有一个相应规模比较大的带补贴的光伏指标，我们觉得这种可能性也是比较低的。咱们现在财政压力这么大，包括电价又不能往上涨，煤价也这么贵，补贴本来就不够，所以如果再继续扩大需要补贴强度的光伏电力指标