李司陶：電價市場化改革應對(duì)四大問題

發(fā)布時(shí)間：2021-11-10  人浏覽

10月，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《通知》）。《通知》包括四項改革内容及四項保障措施：有序放開(kāi)全部燃煤電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動範圍，推動工商業用戶都(dōu)進(jìn)入市場，保持居民和農業用電價格穩定；全面(miàn)推進(jìn)電力市場建設，加強與分時(shí)電價政策銜接，避免不合理行政幹預，加強煤電市場監管。

《通知》中的改革舉措，是2015年《中共中央國(guó)務院關于進(jìn)一步深化電力體制改革的若幹意見》發(fā)布以來對(duì)電力體制改革的又一次跨越式推進(jìn)。電力行業當前面(miàn)臨的四大問題，即燃料成(chéng)本上漲無法疏導、“雙軌制”扭曲資源配置、市場機制建設“夾生”和市場主體發(fā)育遲緩，都(dōu)通過(guò)《通知》獲得了長(cháng)效的應對(duì)機制。

傳導燃料成(chéng)本 緩解發(fā)電虧損

從2020年年末開(kāi)始，由于受美元超發(fā)、世界經(jīng)濟複蘇、國(guó)内去産能(néng)等因素影響，天然氣、煤炭等一次能(néng)源價格開(kāi)始飙漲。今年10月中旬，根據中國(guó)沿海電煤采購價格指數顯示，5500大卡電煤綜合價達到1457元/噸，是3月價格低點的近2.5倍。

在此背景下，燃煤發(fā)電機組變動成(chéng)本大幅上升。據估計，考慮電煤長(cháng)協等因素後(hòu)，10月電廠入爐煤價約爲1200元/噸标煤，對(duì)應變動成(chéng)本0.45元/度，高出改革前全國(guó)平均燃煤上網電價（包括市場化和非市場化燃煤電量）0.36元/度。變動成(chéng)本回收困難影響煤電出力積極性，是9月底10月初一系列電力供應問題的主要原因。

《通知》將(jiāng)燃煤發(fā)電市場交易價格浮動範圍由上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超過(guò)15%，擴大爲上下浮動原則上均不超過(guò)20%，高耗能(néng)企業市場交易電價不受上浮20%限制，有序推動工商業用戶全部進(jìn)入電力市場，爲發(fā)電企業的成(chéng)本困局提供了纾解渠道(dào)：一是通過(guò)放寬上限，明确了“電價可以漲”；二是通過(guò)工商業全部入市，擴充了“電價漲給誰”。

工商業全入市 縮小“雙軌”扭曲

“雙軌制”問題一直是我國(guó)電力市場資源優化配置的一大障礙。“大雙軌制”是指居民、農業等保障性用戶與工商業用戶之間，在價格、發(fā)用電計劃等方面(miàn)的區别對(duì)待。由于涉及到民生等複雜因素，需要逐步消化。“小雙軌制”是指工商業内部也存在自願進(jìn)入市場後(hòu)向(xiàng)發(fā)電廠、售電商按市場價購電和仍通過(guò)電網統購統銷按目錄電價購電的兩(liǎng)類用戶。

“小雙軌制”并不涉及“大雙軌制”那樣的民生因素，卻引起(qǐ)了電力市場中的諸多亂象。例如，部分用戶在市場價格上漲後(hòu)退出市場，迫使電網企業仍與其按目錄電價結算，隻享受市場降價收益，不承擔市場風險。另外，由于部分地區中長(cháng)期價格與分時(shí)電價銜接不緊密，隻有峰時(shí)段用電多的用戶願意進(jìn)入市場，通過(guò)比目錄高峰電價低的市場價格降低用電成(chéng)本，而谷時(shí)段用電多的用戶繼續留在目錄電價中享受低谷優惠。這(zhè)一現象造成(chéng)峰谷電價的削峰填谷調節作用大打折扣，同時(shí)導緻電網企業出現虧損。

《通知》要求工商業用戶全部入市，極大地縮小了利用不合理“雙軌制”進(jìn)行套利的空間，在保證市場公平性的同時(shí)，極大地提升了價格引導資源配置的效率。

交易快速擴容 加速機制建設

我國(guó)電力市場建設從“售電側放開(kāi)+不帶曲線中長(cháng)期交易”起(qǐ)步，不同于國(guó)外經(jīng)驗中的“從現貨市場起(qǐ)步，再補充帶曲線中長(cháng)期”。這(zhè)種(zhǒng)方式優點在于初始階段技術門檻低，不足之處在于不符合電力商品的物理規律，後(hòu)續完善難度大。

現階段，一些市場機制不完善的問題已經(jīng)凸顯。2017年，我國(guó)啓動了現貨試點，但過(guò)程比較坎坷，結算試運行中出現了不平衡資金等問題。電力中長(cháng)期交易各地落實的程度、方式不一，部分地區存在順價機制未落實、峰谷信号未被清晰傳達等問題。

工商業用戶全部由電網代理進(jìn)入市場，將(jiāng)引起(qǐ)電力市場快速擴容，倒逼解決市場機制不健全的問題。2020年，我國(guó)參與直接交易的工商業用戶電量約占工商業總電量的39%，這(zhè)一占比將(jiāng)随著(zhe)改革措施落地逐漸提高，直至覆蓋全部工商業電量。

市場建設提速 催化各主體成(chéng)長(cháng)

從市場主體成(chéng)熟的角度看，我國(guó)電力市場目前也有諸多不足，尤其體現在電網、售電和用戶三側。在電網側，受一些客觀條件制約，存在競争性業務和非競争性業務界面(miàn)不清等問題。這(zhè)是影響電力市場公平、有效運行的因素。在售電側，市場化售電商常年依賴購銷價差，“渠道(dào)化”現象嚴重，缺乏提供增值服務的意願和能(néng)力，沒(méi)有起(qǐ)到更好(hǎo)地引導用戶參與電力系統協調優化的作用。在用戶側，一些用戶風險意識差，不接受電力價格“能(néng)漲能(néng)跌”，參與需求響應、綜合能(néng)源服務等新業務意願不強。

《通知》落地後(hòu)，電網企業必然面(miàn)臨更清晰的監管要求，加速适應在“放開(kāi)兩(liǎng)頭，管住中間”格局中的位置；售電商將(jiāng)面(miàn)對(duì)更廣闊的市場和更大的創新空間；用戶則會(huì)面(miàn)對(duì)更準确的電價終端信号。

改革中仍有諸多問題值得關注

《通知》開(kāi)啓了我國(guó)電力市場的新階段，風險與機遇相伴而來。諸多問題仍然需要更多的關注和研究。

一是煤炭是近期供電問題的根源，煤電市場應協調理順。發(fā)電企業消極經(jīng)營的根源是煤價飙漲，交易電價上限放寬隻能(néng)起(qǐ)到一定的纾解作用，而且有全社會(huì)用電成(chéng)本上漲的負面(miàn)影響。煤炭供給回到合理水平，才能(néng)控制煤價上漲，使煤電回歸電力系統中基礎、可靠電源的應有角色。

二是保障性低價電供應不穩定。水電等低價電源是我國(guó)居民、農業等保障性用戶低價電的重要來源。但随著(zhe)居民用電量的快速增長(cháng)，已有很多省份出現低價電源不足以滿足本省居民需求的情況，需要電網企業高價購買市場電補缺口，産生不平衡資金；分時(shí)段來看，還(hái)存在低價電源與保障性用電曲線不重合的問題，缺口出現在高峰時(shí)，同樣會(huì)産生不平衡資金。

三是發(fā)電側市場力威脅將(jiāng)要浮出水面(miàn)。我國(guó)多個省份的電力市場存在集中度過(guò)大的問題，即單個發(fā)電企業裝機占比大、發(fā)電企業總數量少。因此，即使燃料價格回落，發(fā)電企業也可以通過(guò)一些方式維持高電價，進(jìn)而獲得超額利潤。這(zhè)對(duì)電力市場的公平、有效運行構成(chéng)嚴重威脅。

四是電網企業功能(néng)和角色面(miàn)臨深刻變革。電網企業的業務結構將(jiāng)從“輸配服務+統購統銷”的雙軌制，變爲“輸配服務+代理購電服務”的“單軌兩(liǎng)類”制。電網企業將(jiāng)面(miàn)臨一系列新情況，許多業務的開(kāi)展處于既無經(jīng)驗也無法律政策規範的狀态，可能(néng)會(huì)帶來一定風險。

本文來源于國(guó)際電力網