本刊記者 劉光林

今年以來，國際市場能源價格大幅上漲。國內(nèi)電力、煤炭供應(yīng)持續(xù)偏緊。

進入9 月，受多種因素疊加影響，電力供需形勢面臨新的考驗和挑戰(zhàn)，全國多地相繼發(fā)布有序用電或限電通知，給正常經(jīng)濟運行和居民生活帶來影響。

黨中央、國務(wù)院高度重視供暖季能源保供工作，作出了系統(tǒng)部署和安排；有關(guān)部委和有關(guān)地方、有關(guān)企業(yè)多措并舉，加強供需調(diào)節(jié)，確保今冬明春能源穩(wěn)定供應(yīng)，確保居民用能安全。

在眾多舉措中，通過提高電力交易的市場化程度來合理疏導(dǎo)燃煤發(fā)電成本，以保障迎峰度冬期間電力供應(yīng)平衡成為重要選項之一。

供應(yīng)吃緊催生進一步煤電市場化

本輪電力供應(yīng)偏緊，受多種因素疊加影響。原因之一就是國際國內(nèi)能源價格漲幅過大，其中就包括煤炭價格漲幅過大。

2021 年10 月7～14 日的中國沿海電煤采購價格指數(shù)（CECI 沿海指數(shù)）顯示，5500 大卡、5000 大卡煤炭綜合價分別為1457元/噸和1301元/噸，較上期分別提高371元/噸、330元/噸，漲幅分別達到34.2%、34.0%。這一指數(shù)比去年同期（2020年10月8～15日）分別提高877元/噸、772元/噸，漲幅分別達到151%、146%，漲勢驚人。

而本期CECI 進口指數(shù)顯示，進口標煤單價達到1476元/噸，較上期大幅上漲193元/噸，環(huán)比增加15.0%。比去年同期（2020 年10 月8～15 日）提高990 元/噸，漲幅達204%，漲勢更是驚人。

在國內(nèi)，煤價成倍增長的同時，電價卻紋絲未動，導(dǎo)致煤電價格出現(xiàn)嚴重倒掛。發(fā)電企業(yè)多發(fā)多虧、少發(fā)少虧，只有不發(fā)才能將虧損降到最低，喪失了發(fā)電積極性。

當務(wù)之急，是將發(fā)電側(cè)增加的電煤成本向用電側(cè)合理進行疏導(dǎo)，而市場化則是疏導(dǎo)成本的不二選擇。

兩部門督導(dǎo)能源保供穩(wěn)價工作

為保障國家出臺的一系列能源保供穩(wěn)價措施落實落地、取得成效，9月21日前后，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合派出督導(dǎo)組，赴相關(guān)重點省份和企業(yè)、港口開展能源保供穩(wěn)價工作督導(dǎo)。重點督導(dǎo)內(nèi)容之一就是，燃煤發(fā)電“基準價+上下浮動”市場化價格機制落實情況。

國家發(fā)展改革委就能源保供答記者問

9月29日，國家發(fā)展改革委經(jīng)濟運行調(diào)節(jié)局負責人就今冬明春能源保供工作答記者問。在回應(yīng)“下一步將采取哪些措施保障迎峰度冬期間電力供應(yīng)”時，該負責人回答的第三條措施就是，按價格政策合理疏導(dǎo)發(fā)電成本。具體是，指導(dǎo)各地切實組織好電力市場交易，嚴格落實燃煤發(fā)電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，讓更多電量進入市場交易，并且不得對市場價格在合理范圍內(nèi)的正常浮動進行不當干預(yù)，讓價格合理反映電力供需和成本變化。

國務(wù)院常務(wù)會議進一步部署能源保供工作

10月8日，國務(wù)院常務(wù)會議進一步部署做好今冬明春電力和煤炭等供應(yīng)，保障群眾基本生活和經(jīng)濟平穩(wěn)運行。就改革完善煤電價格市場化形成機制方面，會議指出，有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過20%，并做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。鼓勵地方對小微企業(yè)和個體工商戶用電實行階段性優(yōu)惠政策。

進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革

10月12日，國家發(fā)展改革委在其官網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（簡稱《通知》）?！锻ㄖ芬?guī)定，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價；將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制；各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價；居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應(yīng)，執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。

國新辦就能源保供舉行政策例行吹風會

10月13 日，國務(wù)院新聞辦公室就今冬明春能源保障供應(yīng)有關(guān)情況舉行政策例行吹風會。國家發(fā)展改革委黨組成員、秘書長趙辰昕，價格司司長萬勁松介紹今冬明春能源保障供應(yīng)有關(guān)情況，并答記者問。在吹風會上，趙晨昕就通過深化煤電市場化改革保障今冬明春能源供應(yīng)工作作介紹時指出，國家發(fā)展改革委會同相關(guān)方面采取了合理疏導(dǎo)燃煤發(fā)電成本的舉措，督促各地切實組織好電力市場化交易，并要求不得對市場價格在合理范圍內(nèi)的正常浮動進行不當干預(yù)。在介紹下一步重點工作時，他特別強調(diào)，國家發(fā)展改革委將繼續(xù)會同有關(guān)方面，抓緊落實深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的相關(guān)措施，有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場；在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價上下浮動的范圍分別由不超過10%和15%，調(diào)整為上下浮動原則上均不超過20%；做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可以由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。

2019年10月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見》。從那時起，以政府定價為特征的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制退出歷史舞臺，代之以“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。

今年10 月12 日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《通知》，要求“燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場”。這意味著燃煤發(fā)電的“基數(shù)電量”這一概念也將退出歷史舞臺，燃煤發(fā)電電量不再作為計劃性電量出現(xiàn)。這與“推動工商業(yè)用戶都進入市場”相呼應(yīng)，保持剩余的計劃性發(fā)電量與計劃性購電量保持基本平衡。至此，計劃性發(fā)電主要由可再生能源保障性收購電量組成，而計劃性購電主要由“居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電”構(gòu)成，計劃性發(fā)用電范圍縮小，電力市場化交易規(guī)模進一步擴大。

同時，隨著“燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場”，在推出后的短短兩年間，“基準價+上下浮動”機制中“基準價”的適用范圍也在萎縮，“現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準”，這意味著，“基準價”只適用于可再生能源保障性收購部分的定價等方面。

與之形成鮮明對比的是，“基準價+上下浮動”機制中的“上下浮動”部分卻被頻頻提及，“上下浮動”的范圍也被進一步放大，有關(guān)方已經(jīng)將“上下浮動”視作向用電側(cè)疏導(dǎo)電煤成本的有效抓手。

另外，隨著《通知》的發(fā)布，多種電價類別也逐漸走向歷史終點。繼上網(wǎng)側(cè)的燃煤發(fā)電標桿電價在2019年被取代、實施至今不到兩年的“基準價”也走向式微之外，在售電側(cè)繼大工業(yè)電價被取消之后，如今工商業(yè)電價也被完全取消，即使暫不能直接參與電力市場的工商業(yè)用戶，其用電價格也隨電網(wǎng)企業(yè)的市場化購電價格隨時調(diào)整，間接參與市場并執(zhí)行市場化價格。

改變公眾對于電改的幾點普遍認知

無論如何，這一輪能源電力供應(yīng)緊張并非我國獨有。

今年以來，隨著經(jīng)濟在抗疫中逐步恢復(fù)，全球能源需求都在大幅增加。如，上半年美國煤炭消費量同比增長近30%?，F(xiàn)在，國際上各個能源品種價格都在大幅上漲，如，9 月底英國電價超過去年同期的兩倍，天然氣價格同比上漲2.5倍以上；國際LNG價格創(chuàng)出歷史高位。

面對這次全球性能源供應(yīng)短缺，我國所采取的市場化保供措施，尤其是進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革，在一定程度上動搖了人們對于改革的普遍認知。

從單方讓利到彼此互利

在此次進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革之前，大家的普遍認知是，電力用戶是奔著享受更低的電價而參與電力市場的，所有參與市場的發(fā)電企業(yè)都做好了降價讓利的準備，僅僅靠增加售電量來實現(xiàn)薄利多銷的目的。

然而，實施市場化改革就是通過市場發(fā)現(xiàn)價格的功能引導(dǎo)電力投資、生產(chǎn)、消費等行為，以實現(xiàn)電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，提升電力系統(tǒng)運行效率。

而此次煤電市場化改革就是告訴公眾，市場化改革的目的不是要求一方讓利、幫助另一方獲利。這是社會上短期內(nèi)對電力市場化改革的一種誤讀。電力市場化改革，就是通過市場化機制來公平地維護發(fā)用電雙方的正當利益，而不是某一方的利益。

從電價只降不升到可降可升

正如業(yè)內(nèi)某些人士所言，這次改革絕對不意味著漲電價。當然，這次改革也不意味著降電價，而是要構(gòu)建能漲能跌的市場化定價機制。電價變動不再走單行道，而是走可順可逆的雙向通道。

趙辰昕指出，過去確實有一些地方存在一些不合理的限制，只允許市場化交易電價下降，不希望它上漲?，F(xiàn)在實施的進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革，就是要堅決制止這種不合理干預(yù)——只要市場化電價的升降幅度保持在合理范圍內(nèi)，就不應(yīng)該被干涉。

從供需緊張不宜改革到更要深化改革

曾經(jīng)業(yè)內(nèi)有一個基本共識，那就是只有在電力供需寬松的情況下，才適合進行改革。反過來說就是，缺電時不適宜采取比較激進的改革舉措。因為一切要以保供為主，沒有“折騰”的底氣。

2015 年，我國推出的新一輪電力體制改革正是在這一邏輯下開展的。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計快報，2015 年全國6000 千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備平均利用小時為3969 小時，同比降低349小時，并且是連續(xù)4年下降，是1978年以來的最低水平。總的來看，當時我國經(jīng)濟發(fā)展已經(jīng)處于新常態(tài)，用電需求已從過去的高速增長轉(zhuǎn)為中低速增長，全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)供應(yīng)能力過剩的態(tài)勢仍將持續(xù)。也就是在這樣的背景下，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》，開啟了以市場化為特征的新一輪電力體制改革。

此次為緩解電力供應(yīng)緊張而實施的煤電上網(wǎng)電價市場化改革，則用一個活生生的事實顛覆了上述觀點。

從電量晴雨表到電價晴雨表

過去，人們普遍認為，用電量是經(jīng)濟社會發(fā)展的晴雨表。事實上，在電力市場化比重不斷加大的今天，有條件作為經(jīng)濟社會發(fā)展晴雨表的絕對不僅僅是用電量，能夠靈活反映供需情況的市場化電價，同樣也能作為衡量經(jīng)濟社會發(fā)展速度的重要指標。

電價上漲，反映全社會對于電力的需求增大，電力供不應(yīng)求，意味著經(jīng)濟發(fā)展提速；電價下跌，反映全社會對于電力的需求放緩，電力供大于求，意味著經(jīng)濟發(fā)展減速。從這個角度看，電價應(yīng)該更有資格做經(jīng)濟社會發(fā)展的晴雨表。

各地采取市場化舉措應(yīng)對供需緊張

早在今年5 月份，廣東電力現(xiàn)貨市場價格便一路上漲，從5月12日開始價格越來越高，其中5月18日發(fā)電側(cè)日前成交均價達到0.6752 元/千瓦時，5 月17 日實時平均節(jié)點電價更是達到1.4997元/千瓦時。

電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的功能已經(jīng)清晰提供了物以稀為貴的信號。彼時，電力供應(yīng)緊張已有苗頭。

而應(yīng)對電力供應(yīng)趨緊，各地也分別祭出行之有效的保供舉措，其中就包括大量的電價市場化舉措和分時電價舉措，希望通過向用電側(cè)傳導(dǎo)成本的方式緩解電力供需緊張局勢。

蒙西

7 月22日，內(nèi)蒙古自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于明確蒙西地區(qū)電力交易市場價格浮動上限并調(diào)整部分行業(yè)市場交易政策相關(guān)事宜的通知》。

該《通知》明確了蒙西地區(qū)電力交易市場價格浮動上限。規(guī)定，自2021年8月起，蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準價（0.2829元/千瓦時）的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%（上限為0.3112元/千瓦時）。2021年已經(jīng)成交的年度交易電量，經(jīng)發(fā)電、用電企業(yè)協(xié)商一致，可以由交易雙方報交易機構(gòu)調(diào)整市場交易價格。用電企業(yè)的正合同偏差電量按照蒙西電網(wǎng)基準價上浮10%結(jié)算。

寧夏

8月4日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于調(diào)整2021年電力直接交易有關(guān)事項的通知》。

該《通知》對本自治區(qū)2021 年8～12 月電力直接交易有關(guān)事項予以調(diào)整。調(diào)整如下：

有序放開煤電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電計劃。區(qū)內(nèi)統(tǒng)調(diào)燃煤電廠優(yōu)先發(fā)電計劃全部進入市場，以市場化方式確定上網(wǎng)電價。

允許煤電交易價格上浮。煤電月度交易價格在基準價（0.2595 元/千瓦時）的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。2021 年已經(jīng)成交的煤電年度交易電量價格，經(jīng)發(fā)用雙方協(xié)商同意，可在基準價基礎(chǔ)上上浮不超過10%，由交易雙方報交易機構(gòu)調(diào)整交易價格。

優(yōu)先新能源企業(yè)與電力用戶直接交易。月度交易中優(yōu)先組織新能源企業(yè)與電力用戶進行交易，交易規(guī)模占月度電力直接交易預(yù)測規(guī)模的25%，交易價格原則上在與火電年度轉(zhuǎn)讓均價的基礎(chǔ)上上浮不超過5%。

調(diào)整正偏差結(jié)算價格。根據(jù)電力供需平衡需要，由調(diào)度機構(gòu)調(diào)用的煤電（合銀東配套電源）超發(fā)電量，電價按基準價結(jié)算，其他超發(fā)電量按基準價的90%結(jié)算。新能源超發(fā)電量按基準價的70%結(jié)算。全電量用戶超用電量電價全部按照“基準價+上浮10%”結(jié)算。非全電量用戶月度超用電量電價按照“基準價+上浮8%”結(jié)算。

上海

8月26日，上海市經(jīng)信委印發(fā)《關(guān)于開展2021年上海市電力用戶（含售電公司）與發(fā)電企業(yè)直接交易工作的補充通知》。

該《通知》要求，全面放開制造業(yè)企業(yè)經(jīng)營性電力用戶，除信用不良、違約、環(huán)保節(jié)能超標、受處罰、欠費等負面用戶，以及不符合基本市場條件的用戶外，制造業(yè)企業(yè)經(jīng)營性電力用戶、因承擔重大活動需要、主動承擔綠色電力消納責任的電力用戶均可自愿注冊、自主承擔市場風險、按市場規(guī)則參與電力直接交易。進一步完善“基準價+上下浮動”電力市場價格形成機制，取消《2021年上海市電力用戶（含售電公司）與發(fā)電企業(yè)直接交易工作方案》（滬經(jīng)信運〔2020〕1036號）中“暫不上浮”的規(guī)定。

山東

9月10日，山東省發(fā)展改革委、山東省能源局、山東能源監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于進一步做好全省2021 年電力中長期交易工作有關(guān)事項的通知》。

該《通知》要求，參與市場的燃煤發(fā)電電量，具體上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過市場化方式，在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，最高不超山東省現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價格的110%(0.4344 元/千瓦時），最低不低于山東省現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價格的85%(0.3357 元/千瓦時）。允許合同雙方按照自主自愿、平等協(xié)商的原則，對本年度后續(xù)月份未執(zhí)行的零售合同會商一致后，完善合同或簽訂合同補充條款。另外，自文件下發(fā)之日起，制造業(yè)企業(yè)參與電力市場交易不受電壓等級和用電量限制，全面放開制造業(yè)企業(yè)參與電力市場交易。

另外，9 月29 日，山東省發(fā)展改革委、山東能源監(jiān)管辦、山東省能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快推進電價市場化改革、保障燃煤發(fā)電企業(yè)正常運營的通知》。

該《通知》指出，認真落實“基準價+上下浮動”價格政策，參與電力中長期交易的燃煤發(fā)電電量，在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，其中基準價為0.3949 元/千瓦時（含稅，下同），最高價格為0.4344元/千瓦時（上浮10%），最低價格為0.3357 元/千瓦時（下浮15%），鼓勵市場主體利益共享、風險共擔，增強市場風險防范意識。逐步取消山東電網(wǎng)工商業(yè)目錄電價。研究加快放開除居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)業(yè)以外的用電價格，適時取消山東電網(wǎng)工商業(yè)及其他用電類別（兩部制）目錄電價。

廣東

9 月24日，廣東電力交易中心有限責任公司印發(fā)《關(guān)于完善廣東電力市場2021 年四季度運行有關(guān)事項的通知》。

該《通知》對2021年四季度廣東電力市場運行有關(guān)事項進行調(diào)整完善，其中包括：

建立調(diào)整月度成交價格機制。允許月度交易成交價差可正可負，其中上浮幅度不超過煤電基準價10%，下浮幅度不超過煤電基準價15%。即：申報價差上限為0.0453元/千瓦時，申報價差下限為-0.0680元/千瓦時。

建立市場價格疏導(dǎo)機制。當售電公司（含直接參與批發(fā)市場的大用戶，下同）月競成交價差為正時，將正價差對應(yīng)的超額電費，全額傳導(dǎo)至市場用戶；當月競成交價差為負時、按照現(xiàn)行模式結(jié)算，不作調(diào)整。

河南

9 月26日，河南省發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》。

該《征求意見稿》規(guī)定如下：

適時擴大分時電價執(zhí)行范圍。除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電外，執(zhí)行工商業(yè)及其他用電價格的電力用戶應(yīng)當執(zhí)行分時電價，其中，商業(yè)和非居民照明電力用戶可選擇執(zhí)行分時電價。對選擇不執(zhí)行分時電價的商業(yè)和非居民照明電力用戶，適時研究制定平均電價。

完善峰谷電價機制。峰平谷電價比調(diào)整為1.64:1:0.41，平段電價為同期《河南省電網(wǎng)銷售電價表》所列工商業(yè)及其他用電相應(yīng)電壓等級電度電價，峰段電價以平段電價為基礎(chǔ)上浮64%、谷段電價以平段電價為基礎(chǔ)下浮59%。

實施季節(jié)性電價機制。每年1～2月和7～8月，對分時電價電力用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，在平段電價不變的基礎(chǔ)上，峰平谷電價比調(diào)整為1.74:1:0.5。

恢復(fù)尖峰電價機制。每年1～2月和7～8月，對分時電價電力用戶執(zhí)行尖峰電價，其中，1～2 月尖峰時段為每日19～20 時，7～8 月尖峰時段為每日12～14時和19～20時，用電價格在其他月份峰段電價基礎(chǔ)上上浮20%。

繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行居民峰谷分時電價政策。城鄉(xiāng)居民“一戶一表”電力用戶、居民合表電力用戶可自愿選擇執(zhí)行居民峰谷分時電價，峰谷時段及電價標準按現(xiàn)行有關(guān)政策執(zhí)行。

完善市場化用戶執(zhí)行方式。對本通知規(guī)定范圍內(nèi)的分時電價電力用戶，在參加市場化交易后仍應(yīng)當執(zhí)行分時電價政策。■