3月8日上午，外交部部长王毅就中国外交政策和对外关系回答中外记者提问，在谈到一带一路问题时，他举例说道，中国在巴基斯坦开工建设的十几座电站，将彻底解决巴国内缺电限电的历史困境，仅其中一座电站就满足了上千万民众的日常需求。

国家能源局电力司相关负责人在上述座谈会上谈道。徐鹏在上述会议上强调。

在当前煤电转型的关键时期，我们一起研究和探讨获得国家科技进步一等奖的流化床发电技术的创新经验，对下一步如何科学发展煤电，如何帮助煤电走出困境具有重要意义。中国东方 电气集团有限公司（简称东方 电气）副总经理徐鹏在会上介绍道。在60万千瓦超临界循环流化床锅炉技术刚刚获得2017年国家科技进步一等奖之后，召开本次研讨会，一个重要的目的就是进一步提升我国引领世界循环流化床清洁燃烧技术水平，开发更高参数、更大容量的流化床锅炉，并为一带一路倡议的实施提供高质量发电设备。以前更多地提政产学研用，我觉得还应加一个辅，应该提倡一种政产学研用辅六位一体创新体系的建立。下一步在研发超超临界流化床发电技术时，一定要注重整体技术的经济性，不要老是用国外的材料，要整体考虑国产化问题。

业主要勇于吃螃蟹，要多多支持中国制造。徐鹏在接受《中国电力报》记者采访时表示。据中电联统计，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。

电力行业的体制改革，在纾解本行业深层次矛盾的同时，需要电力企业以更高的政治站位和大局意识，站在支撑国民经济健康发展的高度，承担起降低实体经济企业用能成本、振兴实体经济的重任。对比看来现在各发电集团资产负债率连年下降至约为80%，企业资产质量和管控能力处于相对较好时期。去年，我国市场化交易电量占比约26%，尚有74%的电量执行目录电价，这意味着市场化交易还有着更大的降价空间没有放开。显然，电煤价格具备下降空间可传导到上网电价。

据称已有燃煤火电厂资金链断裂，这种严峻的经营形势不改变，再降电价发电企业将难以为继。2008、2009年应该是发电集团最惨的时期，那时五大发电煤电板块亏损面80%，资产负债率达85%，因高投资、低盈利、高负债、高风险成为国资委的重点监控对象。

去年，CCI5500动力煤价格指数全年平均值642元/吨，同比上涨163元/吨，涨幅34%。而高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达60%左右。通过加强成本管控和运营管理，加快低效无效资产处置，深化企业内部体制机制改革，尚有降电价潜力可挖。煤价上涨带来利润高企，据国家统计局数据，2017年煤炭开采和洗选业实现利润总额2959.3亿元，同比增长达290.5%。

2017年，已完成32个省级电网输配电价改革，平均输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，降低用电成本约480亿元。2017年完成电力市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，为工商企业减少电费支出603亿元。二是发电企业要着力提质增效合理降低企业运营成本。可见电改实实在在地降低了用能大户们的电费。

电价的下降空间，一是在上游煤炭上，应尽快引导电煤价格下调至绿色区间。业内常说电改不是为了降电价，然而降电价却成为电改的应有之意。

这样才能有效提高电力市场化交易电量规模从而推动电价下降。但应注意的是，改革要用市场化方式解决矛盾和问题，要合理界定政府与市场的定位与边界，减少各类行政干预，发挥市场在资源配置中的决定性作用，使政府和企业各司其职。

当然，大力推动降电价并不是简单粗暴压低电力企业的合理利润，更不是要把谁折腾到亏损。可以说，这几年的市场化交易电量很大程度上由降电价促成。目前，环渤海港口5500大卡动力煤市场价格已涨至740元/吨左右，比2017年年初水平大幅上涨了130元/吨。三是通过深化电力市场化改革，扩大市场化交易电量争取降价空间。今年1月3日，国务院常务会议提出进一步优化营商环境，持续激发市场活力和社会创造力，举措之一就是大力推动降电价。但这部分降价空间，需要用深化电力市场化改革来开启，这里面的错综复杂此处暂不议。

降电价要充分考虑发电企业当下两头受挤的困境和承受能力，一定要同时考虑到发电企业的用能成本也需要降降，另外就是需要企业提高思想认识从自身挖潜让出空间，以及继续向电改要降价红利。总之，降电价既要大力，更要良性;既要理顺上下游价格，也要着力构建竞争充分、开放有序的电力市场体系。

但当下并不乐观的是，煤电企业的降价空间已被高煤价挤压殆尽，2017年综合煤价绝大多数时间运行于600元以上的红色区间。这些降下来的电费，对实体经济的发展起到了倍增效应

自2012年1月1日起，秦皇岛等环渤海地区主要港口5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元人民币;通过铁路、公路运输的电煤市场交易价格，不得超过煤炭生产经营企业今年4月底的实际结算价格。但是出于经济及社会影响的考量，煤电联动机制一直无法真正落实。

若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价，其中煤价涨幅的70%由电价来补偿，其余30%由发电企业通过降低成本来承担;如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。受煤炭供给侧改革影响，煤炭产能置换滞后，同时运输环节汽运受到严格限制，加之煤炭需求超预期，2017年以来煤炭价格一直在高位运行。目前，我国煤电联营主要有6种模式，分别为煤电一体化运行模式、煤炭企业办电厂模式、电力企业办煤矿模式、煤炭企业参股电厂模式、电力企业参股煤矿模式和煤炭电力企业互相参股模式。事实上，一直以来，国家出手煤价的调控并非个案。

2008年之后，虽然历经几次电价调整，但是都并非以煤电联动的名义实施。40天之后的7月23日，再次下发《国家发展改革委关于进一步完善电煤价格临时干预措施的通知》。

6月19日发布的限制煤炭价格及上调电价通知要求：自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施，全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价;当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。但是自2016年煤炭供给侧改革以来，煤炭价格再次走高，煤炭企业和电力企业自主协商确定的中长期价格依旧无法避免与市场煤价的巨大差距，在电价调节受到限制的情况下，煤炭限价令仍然是迫不得已的选择。

2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。毋庸置疑，煤电联营可以降低煤炭企业和电力企业各自的风险，实现两者之间的互保。

当市场煤价格高于合同煤价格时，会造成电煤有价无量;而当市场煤价格低于合同煤价格时，会造成电煤有量无价，合同履行率低。国外的煤电联动机制与中国有所不同。2008年，煤电谈判首次出现了谈崩的局面。2015年，国务院总理李克强在4月8日主持召开国务院常务会议决定，按照煤电价格联动机制，下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约0.020元，这也是煤电联动首次向下联动。

以秦皇岛的发热量超过5500大卡的山西优混为例，2008年1月末的价格为570元/吨，5月初的价格为620元，但到7月份的最高价竟达到了1000元，12月初又回落到了570元左右。但不论是2004年底首次出台的煤电联动政策，还是2013年开始实行的改善后的煤电联动政策，效果似乎都让人失望。

2017年8月，发改委、财政部、央行、国资委、工信部等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出十三五期间，全国要停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。2004年的煤电联动政策中，煤价涨幅的70%由电价来补偿，其余30%由发电企业通过降低成本来承担的规定也引起较大的争议，有分析认为这对电力企业降低成本、提高效率要求过高。

「 尴尬的煤电联动 」事实上，对于煤价和电价之间的关系，国家并非没有采取措施，比如说煤电联动。随着煤电之间剧情的不断推进：市场煤与计划电、煤电联动、煤电联营怎样才能找到煤电破解纠葛的路径?「 迫不得已的限价令 」2018年2月4日的一则消息引爆了煤炭和电力行业：秦皇岛港务局召开了关于传达发改委稳定价格的会议，称发改委已对港口、煤炭、电力企业作出销售、采购煤炭不允许超过750元/吨(5500大卡港口下水煤)的指示。