电价市场化改革应对四大问题

10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）。《通知》包括四项改革内容及四项保障措施：有序放开全部燃煤电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，保持居民和农业用电价格稳定；全面推进电力市场建设，加强与分时电价政策衔接，避免不合理行政干预，加强煤电市场监管。

《通知》中的改革举措，是2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来对电力体制改革的又一次跨越式推进。电力行业当前面临的四大问题，即燃料成本上涨无法疏导、“双轨制”扭曲资源配置、市场机制建设“夹生”和市场主体发育迟缓，都通过《通知》获得了长效的应对机制。

传导燃料成本 缓解发电亏损

从2020年年末开始，由于受美元超发、世界经济复苏、国内去产能等因素影响，天然气、煤炭等一次能源价格开始飙涨。今年10月中旬，根据中国沿海电煤采购价格指数显示，5500大卡电煤综合价达到1457元/吨，是3月价格低点的近2.5倍。

在此背景下，燃煤发电机组变动成本大幅上升。据估计，考虑电煤长协等因素后，10月电厂入炉煤价约为1200元/吨标煤，对应变动成本0.45元/度，高出改革前全国平均燃煤上网电价（包括市场化和非市场化燃煤电量）0.36元/度。变动成本回收困难影响煤电出力积极性，是9月底10月初一系列电力供应问题的主要原因。

《通知》将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过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，有序推动工商业用户全部进入电力市场，为发电企业的成本困局提供了纾解渠道：一是通过放宽上限，明确了“电价可以涨”；二是通过工商业全部入市，扩充了“电价涨给谁”。

工商业全入市 缩小“双轨”扭曲

“双轨制”问题一直是我国电力市场资源优化配置的一大障碍。“大双轨制”是指居民、农业等保障性用户与工商业用户之间，在价格、发用电计划等方面的区别对待。由于涉及到民生等复杂因素，需要逐步消化。“小双轨制”是指工商业内部也存在自愿进入市场后向发电厂、售电商按市场价购电和仍通过电网统购统销按目录电价购电的两类用户。

“小双轨制”并不涉及“大双轨制”那样的民生因素，却引起了电力市场中的诸多乱象。例如，部分用户在市场价格上涨后退出市场，迫使电网企业仍与其按目录电价结算，只享受市场降价收益，不承担市场风险。另外，由于部分地区中长期价格与分时电价衔接不紧密，只有峰时段用电多的用户愿意进入市场，通过比目录高峰电价低的市场价格降低用电成本，而谷时段用电多的用户继续留在目录电价中享受低谷优惠。这一现象造成峰谷电价的削峰填谷调节作用大打折扣，同时导致电网企业出现亏损。

《通知》要求工商业用户全部入市，极大地缩小了利用不合理“双轨制”进行套利的空间，在保证市场公平性的同时，极大地提升了价格引导资源配置的效率。

交易快速扩容 加速机制建设

我国电力市场建设从“售电侧放开+不带曲线中长期交易”起步，不同于国外经验中的“从现货市场起步，再补充带曲线中长期”。这种方式优点在于初始阶段技术门槛低，不足之处在于不符合电力商品的物理规律，后续完善难度大。

现阶段，一些市场机制不完善的问题已经凸显。2017年，我国启动了现货试点，但过程比较坎坷，结算试运行中出现了不平衡资金等问题。电力中长期交易各地落实的程度、方式不一，部分地区存在顺价机制未落实、峰谷信号未被清晰传达等问题。

工商业用户全部由电网代理进入市场，将引起电力市场快速扩容，倒逼解决市场机制不健全的问题。2020年，我国参与直接交易的工商业用户电量约占工商业总电量的39%，这一占比将随着改革措施落地逐渐提高，直至覆盖全部工商业电量。

市场建设提速 催化各主体成长

从市场主体成熟的角度看，我国电力市场目前也有诸多不足，尤其体现在电网、售电和用户三侧。在电网侧，受一些客观条件制约，存在竞争性业务和非竞争性业务界面不清等问题。这是影响电力市场公平、有效运行的因素。在售电侧，市场化售电商常年依赖购销价差，“渠道化”现象严重，缺乏提供增值服务的意愿和能力，没有起到更好地引导用户参与电力系统协调优化的作用。在用户侧，一些用户风险意识差，不接受电力价格“能涨能跌”，参与需求响应、综合能源服务等新业务意愿不强。

《通知》落地后，电网企业必然面临更清晰的监管要求，加速适应在“放开两头，管住中间”格局中的位置；售电商将面对更广阔的市场和更大的创新空间；用户则会面对更准确的电价终端信号。

改革中仍有诸多问题值得关注

《通知》开启了我国电力市场的新阶段，风险与机遇相伴而来。诸多问题仍然需要更多的关注和研究。

一是煤炭是近期供电问题的根源，煤电市场应协调理顺。发电企业消极经营的根源是煤价飙涨，交易电价上限放宽只能起到一定的纾解作用，而且有全社会用电成本上涨的负面影响。煤炭供给回到合理水平，才能控制煤价上涨，使煤电回归电力系统中基础、可靠电源的应有角色。

二是保障性低价电供应不稳定。水电等低价电源是我国居民、农业等保障性用户低价电的重要来源。但随着居民用电量的快速增长，已有很多省份出现低价电源不足以满足本省居民需求的情况，需要电网企业高价购买市场电补缺口，产生不平衡资金；分时段来看，还存在低价电源与保障性用电曲线不重合的问题，缺口出现在高峰时，同样会产生不平衡资金。

三是发电侧市场力威胁将要浮出水面。我国多个省份的电力市场存在集中度过大的问题，即单个发电企业装机占比大、发电企业总数量少。因此，即使燃料价格回落，发电企业也可以通过一些方式维持高电价，进而获得超额利润。这对电力市场的公平、有效运行构成严重威胁。

四是电网企业功能和角色面临深刻变革。电网企业的业务结构将从“输配服务+统购统销”的双轨制，变为“输配服务+代理购电服务”的“单轨两类”制。电网企业将面临一系列新情况，许多业务的开展处于既无经验也无法律政策规范的状态，可能会带来一定风险。

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