煤电价格市场化改革走向深入

　　日前，国家能源局发布的《2022年能源监管工作要点》提出，要不断提升能源市场化建设水平，深入推进多层次统一电力市场体系建设;推动完善煤电价格市场化机制，扩大市场交易电价浮动范围。

　　煤电价格机制不断改革，对燃煤发电行业发展影响几何?又对电力市场建设提出哪些要求?针对以上问题，记者采访了多位业内专家。

　　煤电价格浮动范围持续扩大

　　近年来，国家不断扩大燃煤发电价格浮动范围，为煤电价格市场化松绑。

　　2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将此前一直施行的燃煤发电标杆上网电价机制改革为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，并规定基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

　　2021年10月12日，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》提出，有序放开全部燃煤发电上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，原则上均不超过20%，但高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

　　中国能源研究会能源政策研究中心执行主任林卫斌分析，不断扩大煤电价格上下浮动范围的最主要动因就是电煤价格大幅上涨，燃煤发电企业普遍亏损。“而放松煤电价格管制，建立起以市场供求关系为主导的定价机制，燃煤发电企业就可以根据电煤价格的波动调整煤电价格，对我国电力市场化改革具有重要意义。”

　　“目前在煤炭价格处于高位运行的情况下，仍需进一步放开煤电的价格浮动幅度。” 华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出。

　　常态化煤价干预机制有待建立

　　如林卫斌分析，煤电企业多年一直未能从亏损“泥潭”中挣脱出来。

　　早在2018年，四大发电集团就曾联合发布《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》，文件显示煤电行业“亏损面达60%左右”。

　　2021年9月，大唐国际、京能电力等11家燃煤发电企业再次联名发布《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》的文件。该文件称，随着全国煤价大幅上涨并持续高位运行，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%。“严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应。”

　　煤电一直扮演着实现多元电力目标与需求的“压舱石”角色。但同时，煤电多年来也承担着降电价、促进新能源消纳的政策压力。”某煤电行业人士坦言，若一味让煤电企业降价，对于煤电企业自身发展及煤电行业转型，甚至国家能源安全、电力保障都是不利的。

　　袁家海认为，电煤作为战略性的基础能源，与国计民生息息相关。因此，要进一步推进煤电价格市场化，就要先管控好煤炭的价格机制。“首先要形成常态化的煤炭价格干预措施，使其在合理范围内浮动。由此形成从原料成本到发电成本，再到上网电价的有效传导机制，在此基础之上进一步完善煤电的市场化价格形成机制、进一步扩大煤电价格浮动范围，才具备现实可操作性。”

　　健全电力市场是当务之急

　　“要推进煤电价格市场化改革，完善电力市场建设是当务之急。”在林卫斌看来，健全包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场在内的电力市场是推进煤电市场化交易的有效保障。

　　袁家海亦认为，扩大电力现货市场试点或覆盖范围将有利于煤电市场化价格的形成。“目前所有省份都有电力中长期交易，但只有部分省份开展了现货交易。推动实现连续的、全年电力现货市场运行，应该成为下一步重点工作。”

　　“现货市场敏锐的价格信号，能够改善各类机组的运行状态、促进机组优化，形成更合理的资源配置。”袁家海举例指出，煤电机组在价格高时满发，价格低时可在日前市场将已拿到的中长期交易电量转卖出去，“比如，某煤电机组的发电成本是度电0.35元，此时上网为度电0.15元，那么该煤电机组就可以寻找成本更低的电源代替发电，如此反而会增加利润。”

　　与此同时，随着现货市场的建设和完善，日益增长的电力辅助服务需求也要求煤电价格机制逐步配套完善。“这需要国家层面制定更加明确的时间表和路线图。”袁家海说。

　　袁家海同时建议，在煤电作为调节性电源长期处于亏损的状态下，不妨考虑尝试先在部分省份建立起针对煤电的容量补偿机制。“比如四川、云南等地可再生能源装机占比大，煤电装机及占比都较少。但在枯水期时，煤电机组又必须出力保供。过去曾讨论过让水电机组来补贴煤电，但在弃水严重时期，这一操作并不现实，因此对煤电机组的补偿机制一直没有建立起来。建议考虑先在这部分省份建立起针对煤电的容量补偿机制。”