电力市场丨供应吃紧催生进一步煤电市场化

今年以来，国际市场能源价格大幅上涨。国内电力、煤炭供应持续偏紧。

进入9月，受多种因素叠加影响，电力供需形势面临新的考验和挑战，全国多地相继发布有序用电或限电通知，给正常经济运行和居民生活带来影响。

党中央、国务院高度重视供暖季能源保供工作，作出了系统部署和安排；有关部委和有关地方、有关企业多措并举，加强供需调节，确保今冬明春能源稳定供应，确保居民用能安全。

在众多举措中，通过提高电力交易的市场化程度来合理疏导燃煤发电成本，以保障迎峰度冬期间电力供应平衡成为重要选项之一。

供应吃紧催生进一步煤电市场化

本轮电力供应偏紧，受多种因素叠加影响。原因之一就是国际国内能源价格涨幅过大，其中就包括煤炭价格涨幅过大。

2021年10月7~14日的中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，5500大卡、5000大卡煤炭综合价分别为1457元/吨和1301元/吨，较上期分别提高371元/吨、330元/吨，涨幅分别达到34.2%、34.0%。这一指数比去年同期（2020年10月8~15日）分别提高877元/吨、772元/吨，涨幅分别达到151%、146%，涨势惊人。

而本期CECI进口指数显示，进口标煤单价达到1476元/吨，较上期大幅上涨193元/吨，环比增加15.0%。比去年同期（2020年10月8~15日）提高990元/吨，涨幅达204%，涨势更是惊人。

在国内，煤价成倍增长的同时，电价却纹丝未动，导致煤电价格出现严重倒挂。发电企业多发多亏、少发少亏，只有不发才能将亏损降到最低，丧失了发电积极性。

当务之急，是将发电侧增加的电煤成本向用电侧合理进行疏导，而市场化则是疏导成本的不二选择。

两部门督导能源保供稳价工作

为保障国家出台的一系列能源保供稳价措施落实落地、取得成效，9月21日前后，国家发展改革委、国家能源局联合派出督导组，赴相关重点省份和企业、港口开展能源保供稳价工作督导。重点督导内容之一就是，燃煤发电“基准价+上下浮动”市场化价格机制落实情况。

国家发展改革委就能源保供答记者问

9月29日，国家发展改革委经济运行调节局负责人就今冬明春能源保供工作答记者问。在回应“下一步将采取哪些措施保障迎峰度冬期间电力供应”时，该负责人回答的第三条措施就是，按价格政策合理疏导发电成本。具体是，指导各地切实组织好电力市场交易，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，并且不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。

国务院常务会议进一步部署能源保供工作

10月8日，国务院常务会议进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。就改革完善煤电价格市场化形成机制方面，会议指出，有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。

进一步深化煤电上网电价市场化改革

10月12日，国家发展改革委在其官网发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（简称《通知》）。《通知》规定，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价；居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。

国新办就能源保供举行政策例行吹风会

10月13日，国务院新闻办公室就今冬明春能源保障供应有关情况举行政策例行吹风会。国家发展改革委党组成员、秘书长赵辰昕，价格司司长万劲松介绍今冬明春能源保障供应有关情况，并答记者问。在吹风会上，赵晨昕就通过深化煤电市场化改革保障今冬明春能源供应工作作介绍时指出，国家发展改革委会同相关方面采取了合理疏导燃煤发电成本的举措，督促各地切实组织好电力市场化交易，并要求不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预。在介绍下一步重点工作时，他特别强调，国家发展改革委将继续会同有关方面，抓紧落实深化燃煤发电上网电价市场化改革的相关措施，有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场；在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动的范围分别由不超过10%和15%，调整为上下浮动原则上均不超过20%；做好分类调节，对高耗能行业可以由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

2019年10月，国家发展改革委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。从那时起，以政府定价为特征的燃煤发电标杆上网电价机制退出历史舞台，代之以“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。

今年10月12日，国家发展改革委发布《通知》，要求“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场”。这意味着燃煤发电的“基数电量”这一概念也将退出历史舞台，燃煤发电电量不再作为计划性电量出现。这与“推动工商业用户都进入市场”相呼应，保持剩余的计划性发电量与计划性购电量保持基本平衡。至此，计划性发电主要由可再生能源保障性收购电量组成，而计划性购电主要由“居民、农业、公益性事业用电”构成，计划性发用电范围缩小，电力市场化交易规模进一步扩大。

同时，随着“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场”，在推出后的短短两年间，“基准价+上下浮动”机制中“基准价”的适用范围也在萎缩，“现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准”，这意味着，“基准价”只适用于可再生能源保障性收购部分的定价等方面。

与之形成鲜明对比的是，“基准价+上下浮动”机制中的“上下浮动”部分却被频频提及，“上下浮动”的范围也被进一步放大，有关方已经将“上下浮动”视作向用电侧疏导电煤成本的有效抓手。

另外，随着《通知》的发布，多种电价类别也逐渐走向历史终点。继上网侧的燃煤发电标杆电价在2019年被取代、实施至今不到两年的“基准价”也走向式微之外，在售电侧继大工业电价被取消之后，如今工商业电价也被完全取消，即使暂不能直接参与电力市场的工商业用户，其用电价格也随电网企业的市场化购电价格随时调整，间接参与市场并执行市场化价格。

改变公众对于电改的几点普遍认知

无论如何，这一轮能源电力供应紧张并非我国独有。

今年以来，随着经济在抗疫中逐步恢复，全球能源需求都在大幅增加。如，上半年美国煤炭消费量同比增长近30%。现在，国际上各个能源品种价格都在大幅上涨，如，9月底英国电价超过去年同期的两倍，天然气价格同比上涨2.5倍以上；国际LNG价格创出历史高位。

面对这次全球性能源供应短缺，我国所采取的市场化保供措施，尤其是进一步深化煤电上网电价市场化改革，在一定程度上动摇了人们对于改革的普遍认知。

从单方让利到彼此互利

在此次进一步深化煤电上网电价市场化改革之前，大家的普遍认知是，电力用户是奔着享受更低的电价而参与电力市场的，所有参与市场的发电企业都做好了降价让利的准备，仅仅靠增加售电量来实现薄利多销的目的。

然而，实施市场化改革就是通过市场发现价格的功能引导电力投资、生产、消费等行为，以实现电力资源在更大范围内优化配置，提升电力系统运行效率。

而此次煤电市场化改革就是告诉公众，市场化改革的目的不是要求一方让利、帮助另一方获利。这是社会上短期内对电力市场化改革的一种误读。电力市场化改革，就是通过市场化机制来公平地维护发用电双方的正当利益，而不是某一方的利益。

从电价只降不升到可降可升

正如业内某些人士所言，这次改革绝对不意味着涨电价。当然，这次改革也不意味着降电价，而是要构建能涨能跌的市场化定价机制。电价变动不再走单行道，而是走可顺可逆的双向通道。

赵辰昕指出，过去确实有一些地方存在一些不合理的限制，只允许市场化交易电价下降，不希望它上涨。现在实施的进一步深化煤电上网电价市场化改革，就是要坚决制止这种不合理干预——只要市场化电价的升降幅度保持在合理范围内，就不应该被干涉。

从供需紧张不宜改革到更要深化改革

曾经业内有一个基本共识，那就是只有在电力供需宽松的情况下，才适合进行改革。反过来说就是，缺电时不适宜采取比较激进的改革举措。因为一切要以保供为主，没有“折腾”的底气。

2015年，我国推出的新一轮电力体制改革正是在这一逻辑下开展的。根据中电联统计快报，2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，并且是连续4年下降，是1978年以来的最低水平。总的来看，当时我国经济发展已经处于新常态，用电需求已从过去的高速增长转为中低速增长，全国电力供需总体宽松、部分地区供应能力过剩的态势仍将持续。也就是在这样的背景下，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，开启了以市场化为特征的新一轮电力体制改革。

此次为缓解电力供应紧张而实施的煤电上网电价市场化改革，则用一个活生生的事实颠覆了上述观点。

从电量晴雨表到电价晴雨表

过去，人们普遍认为，用电量是经济社会发展的晴雨表。事实上，在电力市场化比重不断加大的今天，有条件作为经济社会发展晴雨表的绝对不仅仅是用电量，能够灵活反映供需情况的市场化电价，同样也能作为衡量经济社会发展速度的重要指标。

电价上涨，反映全社会对于电力的需求增大，电力供不应求，意味着经济发展提速；电价下跌，反映全社会对于电力的需求放缓，电力供大于求，意味着经济发展减速。从这个角度看，电价应该更有资格做经济社会发展的晴雨表。

各地采取市场化举措应对供需紧张

早在今年5月份，广东电力现货市场价格便一路上涨，从5月12日开始价格越来越高，其中5月18日发电侧日前成交均价达到0.6752元/千瓦时，5月17日实时平均节点电价更是达到1.4997元/千瓦时。

电力现货市场发现价格的功能已经清晰提供了物以稀为贵的信号。彼时，电力供应紧张已有苗头。

而应对电力供应趋紧，各地也分别祭出行之有效的保供举措，其中就包括大量的电价市场化举措和分时电价举措，希望通过向用电侧传导成本的方式缓解电力供需紧张局势。

蒙西

7月22日，内蒙古自治区工业和信息化厅、内蒙古自治区发展改革委印发《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》。

该《通知》明确了蒙西地区电力交易市场价格浮动上限。规定，自2021年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价（0.2829元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过10%（上限为0.3112元/千瓦时）。2021年已经成交的年度交易电量，经发电、用电企业协商一致，可以由交易双方报交易机构调整市场交易价格。用电企业的正合同偏差电量按照蒙西电网基准价上浮10%结算。

宁夏

8月4日，宁夏回族自治区发展改革委印发《关于调整2021年电力直接交易有关事项的通知》。

该《通知》对本自治区2021年8~12月电力直接交易有关事项予以调整。调整如下：

有序放开煤电企业优先发电计划。区内统调燃煤电厂优先发电计划全部进入市场，以市场化方式确定上网电价。

允许煤电交易价格上浮。煤电月度交易价格在基准价（0.2595元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过10%。2021年已经成交的煤电年度交易电量价格，经发用双方协商同意，可在基准价基础上上浮不超过10%，由交易双方报交易机构调整交易价格。

优先新能源企业与电力用户直接交易。月度交易中优先组织新能源企业与电力用户进行交易，交易规模占月度电力直接交易预测规模的25%，交易价格原则上在与火电年度转让均价的基础上上浮不超过5%。

调整正偏差结算价格。根据电力供需平衡需要，由调度机构调用的煤电（合银东配套电源）超发电量，电价按基准价结算，其他超发电量按基准价的90%结算。新能源超发电量按基准价的70%结算。全电量用户超用电量电价全部按照“基准价+上浮10%”结算。非全电量用户月度超用电量电价按照“基准价+上浮8%”结算。

上海

8月26日，上海市经信委印发《关于开展2021年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作的补充通知》。

该《通知》要求，全面放开制造业企业经营性电力用户，除信用不良、违约、环保节能超标、受处罚、欠费等负面用户，以及不符合基本市场条件的用户外，制造业企业经营性电力用户、因承担重大活动需要、主动承担绿色电力消纳责任的电力用户均可自愿注册、自主承担市场风险、按市场规则参与电力直接交易。进一步完善“基准价+上下浮动”电力市场价格形成机制，取消《2021年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案》（沪经信运〔2020〕1036号）中“暂不上浮”的规定。

山东

9月10日，山东省发展改革委、山东省能源局、山东能源监管办联合印发《关于进一步做好全省2021年电力中长期交易工作有关事项的通知》。

该《通知》要求，参与市场的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式，在“基准价+上下浮动”范围内形成，最高不超山东省现行燃煤发电基准价格的110%(0.4344元/千瓦时），最低不低于山东省现行燃煤发电基准价格的85% (0.3357元/千瓦时）。允许合同双方按照自主自愿、平等协商的原则，对本年度后续月份未执行的零售合同会商一致后，完善合同或签订合同补充条款。另外，自文件下发之日起，制造业企业参与电力市场交易不受电压等级和用电量限制，全面放开制造业企业参与电力市场交易。

另外，9月29日，山东省发展改革委、山东能源监管办、山东省能源局联合印发《关于加快推进电价市场化改革、保障燃煤发电企业正常运营的通知》。

该《通知》指出，认真落实“基准价+上下浮动”价格政策，参与电力中长期交易的燃煤发电电量，在“基准价+上下浮动”范围内形成，其中基准价为0.3949元/千瓦时（含税，下同），最高价格为0.4344元/千瓦时（上浮10%），最低价格为0.3357元/千瓦时（下浮15%），鼓励市场主体利益共享、风险共担，增强市场风险防范意识。逐步取消山东电网工商业目录电价。研究加快放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务业以外的用电价格，适时取消山东电网工商业及其他用电类别（两部制）目录电价。

广东

9月24日，广东电力交易中心有限责任公司印发《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》。

该《通知》对2021年四季度广东电力市场运行有关事项进行调整完善，其中包括：

建立调整月度成交价格机制。允许月度交易成交价差可正可负，其中上浮幅度不超过煤电基准价10%，下浮幅度不超过煤电基准价15%。即：申报价差上限为0.0453元/千瓦时，申报价差下限为-0.0680元/千瓦时。

建立市场价格疏导机制。当售电公司（含直接参与批发市场的大用户，下同）月竞成交价差为正时，将正价差对应的超额电费，全额传导至市场用户；当月竞成交价差为负时、按照现行模式结算，不作调整。

河南

9月26日，河南省发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》。

该《征求意见稿》规定如下：

适时扩大分时电价执行范围。除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外，执行工商业及其他用电价格的电力用户应当执行分时电价，其中，商业和非居民照明电力用户可选择执行分时电价。对选择不执行分时电价的商业和非居民照明电力用户，适时研究制定平均电价。

完善峰谷电价机制。峰平谷电价比调整为1.64:1:0.41，平段电价为同期《河南省电网销售电价表》所列工商业及其他用电相应电压等级电度电价，峰段电价以平段电价为基础上浮64%、谷段电价以平段电价为基础下浮59%。

实施季节性电价机制。每年1~2月和7~8月，对分时电价电力用户执行季节性电价，在平段电价不变的基础上，峰平谷电价比调整为1.74:1:0.5。

恢复尖峰电价机制。每年1~2月和7~8月，对分时电价电力用户执行尖峰电价，其中，1~2月尖峰时段为每日19~20时，7~8月尖峰时段为每日12~14时和19~20时，用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%。

继续执行现行居民峰谷分时电价政策。城乡居民“一户一表”电力用户、居民合表电力用户可自愿选择执行居民峰谷分时电价，峰谷时段及电价标准按现行有关政策执行。

完善市场化用户执行方式。对本通知规定范围内的分时电价电力用户，在参加市场化交易后仍应当执行分时电价政策。