记者查询各地电力交易中心官微后发现，电价改革启动4天以来，山东、江苏等地已各自组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交均价较基准电价“顶格上浮”（不超过上浮20%的价格最大值）。
接受采访的专家认为，电价改革扩大了市场交易电价的上浮范围，有利于平衡现阶段电力市场各方矛盾冲突与利益诉求，缓解电力供应紧缺情况。
缓解电力供应紧缺局面
10月8日召开的国务院常务会议（简称“国常会”）强调，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。
为落实国常会工作部署，10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确四项重要改革内容：一是有序放开全部燃煤发电电量上网电价；二是扩大市场交易电价上下浮动范围，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；三是推动工商业用户都进入市场；四是保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。新规自10月15日起实施。
国家发展改革委价格司司长万劲松在答记者问时表示，此次改革的核心是真正建立起了“能跌能涨”的市场化电价机制。
在发电侧，中国燃煤发电电量占比高，燃煤发电上网电价在发电侧上网电价形成中发挥着“锚”的作用。目前，已经有约70%的燃煤发电电量通过参与电力市场形成上网电价。
万劲松表示，通过此次改革能明确推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场，这样将进一步带动其他类别电源发电电量进入市场，为全面放开发电侧上网电价奠基。
在用电侧，目前约44%的工商业用电量已通过参与市场形成用电价格。《通知》明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按照市场价格购电，目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。没有直接从电力市场购电的用户可以由电力企业代理购电，首次向代理用户售电时，电网需要至少提前1个月通知用户。原本参与市场交易，改为电网企业代理购电的用户，其电价需按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
中国能源研究会理事陈宗法表示，2016年以来，煤价大幅上涨，连创新高，已经处于历史高位，因此很有必要相应调高煤电基准价，因为煤“熔”在电里，成本占到七、八成。放宽煤电市场涨幅限价，虽属利好，但受各地电力市场供求关系以及地方政府执行力的影响，存在不确定性。
为推动有效落实，《通知》也明确提出多项保障措施 ，其中即包括，“避免不合理行政干预。要求各地严格按照国家相关政策推进电力市场建设，对市场交易电价合理浮动不得进行干预”的要求。此外，《通知》要求，加强煤电市场监管。及时查处违法违规行为，维护良好市场秩序；指导发电企业特别是煤电联营企业合理参与电力市场报价。此次改革在体现市场化方向的同时，也充分考虑到电力商品的公益和民生属性，保持了居民、农业电价的稳定，明确居民、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，实现了市场效率与用电公平的兼顾。
在陈宗法看来，“十四五”煤电发展难以“急刹车”，仍是保障电力平衡的主力。建议国家根据煤电“清洁、高效、灵活、托底”的战略定位，走“少新建、多改造、多延寿”的路子，并及时出台“煤电新政”，如两部制电价、辅助服务电价、提高基准价、放宽涨幅限制、机组退出专项政策等，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上煤电项目“有回报”。政策能发挥出托底保供的作用。
政策的快速出台被认为是国家对能源电力行业的高度重视，对煤电及时出台扩大煤炭供应、放宽涨幅限制、缓缴税收、保障融资等利好政策，也能在一定程度上促进火电企业“应发尽发”的出力意愿，进而保障社会的用能稳定。
陈宗法表示：“新出政策能一定程度缓解煤电困难，但距离根本解决煤电问题还有较大差距，除非短期内国内煤炭产能大量释放、煤价大幅回落。因此，从统筹保障社会用能、实现双碳目标、经济可持续发展的角度，仍然希望国家有关部门能从长计议，进一步出台根本之策。”
价格机制改革是电改的核心
天风期货研究所煤炭研究员康健对记者表示，今年以来，作为发电主要动力来源的煤炭价格节节走高，秦皇岛港发热量5500大卡的动力煤已从3月份的600多元/吨上涨至当前的2350元/吨。与煤价相比，电价则相对刚性，燃煤发电市场交易价格的浮动范围在此轮电价改革前仅可上浮10%。虽然燃煤电厂在国家统一指挥下仍坚持保障电力供应，但不断累积的亏损却在客观上影响了发电的积极性。此轮电价改革扩大了市场交易电价的上浮范围，在一定程度上缓解了燃煤电厂的亏损问题，有利于电力供应稳定。
记者发现，在此轮电价改革实施首日，山东、江苏等地电力市场成交价均较基准价有所上浮，基本触及此轮电价改革要求的上限。例如，10月15日，山东电力交易中心组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，共有49家燃煤发电企业（97台机组）与79家售电公司和5家电力用户参与，成交电量110.7亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮19.8%；江苏同日组织开展了10月中旬月内挂牌交易，共成交电量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦时，较基准价上浮19.94%。
北京特亿阳光新能源总裁祁海珅从两方面向记者解析称，电价改革首日，江苏省和山东省成交电价上浮近20%，直抵最高浮动电价上限，主要有两方面原因：一是江苏省和山东省是我国除内蒙古自治区外火力发电最高的省份，也是除广东省和浙江省外电力缺口最大的省份，减排压力也较大。在内蒙古自治区不缺电力还外送电力的情况下，江苏、山东、广东、浙江等四省的外购电力需求最大。二是电价接近20%的“顶格上浮”成交，说明购电省份的电力市场需求旺盛，当地经济发展动能强劲。
实际上，今年八九月份已有部分地区下发电价改革方案。例如，贵州、广东等省份先后发布通知，执行分时电价政策，在平段电价基础上，上下浮动一定比例，形成高峰电价和低谷电价，引导电力用户削峰填谷，保障电力系统安全运行。此外，浙江省发改委将分时电价政策调整范围限定为大工业电价用户（不包括国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等），一般工商业、居民、农业生产等电价用户的分时电价政策本次不调整；一般工商业电价用户自2024年起全部执行分时电价，具体价格和峰谷时段另行制定。
IPG首席经济学家柏文喜表示，竞争化与市场化交易形成的电价，可以较好地平衡发电侧、配电侧与电力用户的供求关系，引导电力资源配置与产销，促进电力生产，以提升电力保供能力，是现阶段平衡电力市场各方矛盾冲突与利益诉求的较好方式。
“价格机制改革是电改的核心。”无锡数字经济研究院执行院长吴琦表示，电价改革的意义是缓解当前煤电矛盾和限电现象，缓解电力供应紧缺的困境，让电价更好地反映电力市场供需形势和发电企业的成本变化，建立市场化电价形成机制；引导工商企业和居民理性用电、绿色用电，严控“两高”项目盲目发展，助力“双碳”目标实现。
电价市场化改革有利于提高工业生产与商业服务企业的节能意识，有效减少碳排放，尤其是针对高耗能企业用电电价不做限制可以充分传导发电成本上升压力，抑制不合理的电力消费，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级。
上市公司回应市场关切
电价改革也获得资本市场的关注，部分投资者在沪深交易所互动平台，对相关产业的上市公司经营情况和应对措施等进行了提问，上市公司给予了积极回应。
深圳一家上市公司回应称：“公司2021年上半年市场化电量占比约37.90%。公司将紧跟电力市场改革形势，主动适应电力市场，加强电力市场营销能力建设，争取更优的电价。”
另一家新能源公司则回应称，“目前现行燃煤发电标杆上网电价机制为‘基准价+上下浮动’的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，此次修改对上下浮动范围做出了调整，若基准价上调，将对公司收入和盈利产生积极影响。”
康健认为，“电价改革在一定程度上提高了电力企业的售电价格，但当前煤价依然较高，燃煤电厂需要通过与煤炭生产企业签订长协保供协议来保障电煤供应稳定，同时平滑电力生产成本。高耗能企业则要重新考虑其生产成本，改善生产工艺，提高能源利用效率，践行国家制定的经济发展模式由粗放型向集约型转变的战略方针，提升产品的附加值和定价权。”
在吴琦看来，电价改革将带来多方面影响。首先，对发电企业来说，有利于缓解煤价高企带来的巨大成本压力。发电侧全面放开煤电机组进入市场，用电侧推动工商业用户全面进入市场，按市场价格购电，有利于形成发电侧和售电侧“多买多卖”的竞争性市场。其次，对电网企业来说，将逐步退出经营性用户的统购统销业务，回归提供输配电、保障性用户供电服务的本源和主业。第三，对高耗能企业来说，交易电价上浮更多，用电成本将大幅上升，有利于遏制高耗能行业盲目发展，推动企业加大节能技改投入和绿色化转型力度。
需要指出的是，尽管电价市场化能够完善电力市场体系，但电力市场体系建设远不止于此，还须合理配置各类电力资源、提供辅助服务、完善产品业态等。
真正的改革，需要的是多方创新和互动，而推动电价市场化改革，更需要全国一盘棋。《通知》是“指引者”，各省市要依据地方经济、社会、民生实际，制定相应的改革措施，当好“探路人”。
要让电力顺畅传导给用户，除了需要抓住改革契机，还要有几点认识：一是要坚决保障居民、农业用电价格稳定，防范电力企业变相涨价；二是要有序推进电价市场化，既要推动高能耗企业转型，但也不可直接导致相关企业“因我而死”；三是政府要细化监管的制度、方法和手段，真正推动建构新型电力系统的市场化体系。
来源：证券日报、经济观察报、经济日报、每日经济新闻、21世纪经济报道
中经传媒智库公众号
中经传媒智库微博
