2021年電改“里程碑”回顧：對全國統一電力市場體系建設的再認識

市場一定是向著“效率尋優”的方向發展，改革的初衷就是提高市場在資源配置中的決定性作用。短期來看，今年四季度的一系列政策出臺，目的并不是漲電價——更深層次的含義，是其作為維護國民經濟良性運轉和能源安全有效統一的輔助工具。

長期來看，雖然建設新型電力系統可能會提高整體的系統成本，用戶也可能會感受到小幅價格上漲，但與之對應的，是GDP的持續穩定增長和整體經濟發展水平的再上新高。

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對全國統一電力市場體系建設的再認識

11月24日，中央全面深化改革委員會召開第二十二次會議，審議通過了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，強調“要健全多層次統一電力市場體系，加快建設國家電力市場……有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規劃和有效投資，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。”

從2015年我國推行新一輪電力體制改革以來，電力市場建設取得了一定的積極成效，但在改革的推進過程中，仍有幾個問題亟待重新審視。

一是政府和市場的關系。從第一輪電力體制改革開始，無論是政策迭代、市場成熟，都是我國社會主義市場經濟不斷自我革新的過程。中央深改委第二十二次會議專門強調，“要加強電力統籌規劃、政策法規、科學監測等工作”，“要推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，科學指導電力規劃和有效投資”，這是有為政府需要重點推進的頂層設計工作。同時，在市場方面“推動形成多元競爭的電力市場格局”，強調多層次、多維度、多元化的市場體系，發揮有效市場的作用。

二是競爭與合作的問題。電力市場競爭不是無序競爭，是基于市場規則下的市場群體的優勢競爭，主流是合作。維護市場的有效就是維護行業的利益，競爭絕不是行業內部競爭，更應該放眼上下游和整個經濟業態，把競爭的主要對手擴大到上下游產業和全球經濟實體。應建立基于上下游產業鏈的中長期交易合作機制，通過穩定的壓艙石作用不斷擴大市場規模，在現貨市場展開成本、靈活、服務的有限范圍競爭。

三是體制和機制的問題。“永遠不要用戰術的勤奮，掩蓋戰略的懶惰”，體制機制是制約市場主體競爭能力和激發市場活力的重要關鍵問題，沒有一個好的頂層設計和體制機制，僅僅靠戰術級努力，通過殘酷的競爭占據細微空間實現市場擴大和企業效益增長，最終陷入行業內卷。“戰略是為了創造尚未出現的機會，著眼于增量。戰術是對眼前難題的解決，著眼于存量以及對存量的優化。”一旦市場和企業陷入必須通過紛繁的戰術競爭才能實現戰略目標，那么戰略失敗成為大概率事件。適合的體制機制是解決市場主體戰略成功的唯一途徑，通過完善制約市場、企業發展的體制機制，才能實現長遠高質量增長。

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對2022年煤炭訂貨政策和

煤電價格矛盾的再思考

12月3日舉行的全國煤炭交易會公布了2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿。方案明確了簽訂煤炭中長期合同的意義，強調要接受政府指導和監督，即雖然是市場化機制形成合同，但僅僅是在一定范圍內的自主協商，因此方案中最長的一條是第七條“簽訂工作要求”和第八條“履約監管要求”，從產運需全流程對2022年的煤炭中長期合同簽訂提出了各方面具體的保障措施。今年突出的煤電價格矛盾能否由該項史無前例的煤炭訂貨要求而在2022年實現化解，需要根據方案要求和市場變化認真思考。

一是對煤炭生產企業的銷售范圍和方式進行了規定。“征求意見稿方案”擴大了煤炭長協簽訂范圍，覆蓋所有核定產能30萬噸/年及以上的煤炭生產企業，特別強調中長期合同數量應達到自有資源量的80%以上，2021年9月份以來核增產能的保供煤礦核增部分按承諾要求全部簽訂電煤中長期合同。

其中，除電熱用煤企業外，還強調了支持冶金、建材、化工等其他行業參與，化肥行業作為重點行業也成為鼓勵對象。過去化肥行業在用電、用煤、用氣方面均有優惠，特別是煤改氣和減少電價優惠后，化肥行業的成本大幅上升，因此作為化肥主要原料的煤炭價格直接影響化肥企業的成本收益。

產能和實際產量是對2022年煤炭價格影響最為重要的因素，如果發電供熱企業按照要求，除進口煤量外全部簽訂中長期合同，這將對產煤、用煤企業均會產生較大不確定性，一旦市場煤炭價格跌出合理范圍或漲出合理范圍，將沒有空間對成本收益進行調節;另一方面，用煤企業全部鎖定煤炭量價后，煤炭市場有重回計劃的可能，即定價、定量、定運。

二是煤炭價格浮動機制和煤電價格浮動機制有待協調統一。“征求意見稿方案”重新明確了5500大卡動力煤基準價并實行月度定價，在550-850元/噸合理區間內上下浮動。其中下水煤長協基準價為700元/噸，較此前的535元上調約31%;非下水煤基準價按700元扣除港雜費、運費之后的坑口費測算，具體浮動范圍根據權威機構發布的4個價格指數綜合確定。煤價浮動與電價浮動規則需要協調統一。

假設535元對應當時的煤電基準價，上調到700元/噸，需要上漲165元/噸，按照煤耗300克/千瓦時測算，電價應上浮6.3分錢;如果合理區間內漲到850元，則電價應上浮12分錢。按照國家能源局最近一次公布的《2018年度全國電力價格情況監管通報》，煤機平均電價370.52元/兆瓦時，則700元/噸煤價對應電價上浮17%、850元/噸煤價對應上浮32.4%。那么與“1439號”文件規定的“上下浮動原則上均不超過20%”的原則存在沖突，只有開展電力現貨地區或高耗能用戶才不受上述規定約束，在實際執行過程中還需要細化規則，特別關注煤價下行階段電價如何浮動。

三是對合同制定剛性進行嚴厲監管。過去中長期合同履約率不高既有產煤方不履約，也有用煤方不履約，以更大的市場煤量價作為履約與否的考量因素。2022年的方案規定了產運需三方在合同兌現方面的監管要求，強調了年度、季度履約率的要求，按照月度監管并納入煤礦、電廠企業信用體系，但對于由于鐵路運輸環節造成的履約不足，僅僅用在全國煤炭交易中心平臺交易進行處理，沒有更強的監管措施。

總之，長期高煤價不利于電力、煤炭企業的長期穩定經營，高電價也更不利于整個經濟的快速恢復和增長，因此合理范圍的煤炭價格和電力價格可能出現于當前截然相反的態勢，做好煤價、電價高位下行時期的各項預判更應引起重視。

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對深化燃煤發電上網電價政策的再審視

從2021年以來，全球能源供應出現了持續緊張，煤炭、石油、天然氣價格創歷史新高，全球多個國家電價上漲，我國也出現十分突出的能源消費和供給矛盾。國家發改委印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)，明確有序放開全部燃煤發電上網電價，通過市場交易形成上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍。

這是在完善電力市場機制、建設全國統一電力市場進程中的重要政策，在主要改革完善煤電價格市場化形成機制的同時，對所有電源類型參與市場均有較大影響。

一是短期看有利于在一定程度上緩解當前煤電矛盾和限電現象。我國煤電矛盾形成較為復雜，絕不是電價能夠完全解決的，但短期信號作用很明確。

二是有利于進一步協調政府和市場的關系。政策的實施，將有效推動發電側、售電側多買多賣的競爭市場形成完善，政府對市場的直接干預進一步縮小，監管內容更加明晰。

三是有利于構建以新能源為主體的新型電力系統。進一步放開各類電源發電計劃，豐富中長期交易品種，加快電力現貨市場建設，加強輔助服務市場建設，探索建立市場化容量補償機制，都將有利于合理引導各類電源投資建設，體現煤電在電力系統中的價值和發展綠色電源的價格信號引導。

但是要清醒的認識到，價格浮動機制是模擬市場化機制的一種表現形式，但浮動機制是一把雙刃劍，市場定價才是電力市場的核心。

電力市場良性運行需要科學的價格形成機制，即由市場供需形成電力價格。這個產品價格體系既包括符合電力消費特點的時點價格曲線，也符合電力供應特征的時間價格曲線。同時，價格形成機制包括為了維持電力系統安全穩定運行而產生的系統成本，和降低電力生產、消費不確定性而購買充裕度保障，以及以電力產品為標的物的衍生避險工具。

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對我國市場化改革重點與難點的再甄別

多年來，由于能源供應寬松給用戶帶來了電力價格下行的慣性思維——由于過去批發側市場單邊讓利，沒有把上游燃料成本變化有效傳遞到用戶側，轉變用戶用電價格只降不升的傳統思維是難點之一。

批發側電力價格基于較低的煤炭、天然氣價格形成市場讓利競爭模式下，以火電為主要供給主體的電力生產以既定的固定成本和較低的變動成本成為整個社會用電需求的主要支撐和能源基石，以低價高碳的電力價格對下游產品形成能源補貼。相反，大幅波動上漲的一次能源價格對電力成本和用戶電價的催漲必然會對社會經濟、出口貿易帶來影響，進一步傳遞到居民生活成本上來。

建立全國統一電力市場、進一步推動電價市場化對社會經濟發展和電力行業帶來重要影響。從機制設計層面看，各層次電力市場協同運行、融合發展需要統一規范的交易規則和技術標準，并需要得到市場的檢驗;完善電價傳導機制既需要宏觀調控有力有度，又需要市場有為有效，維護市場的平穩有序。發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用，一切必須要從建立新能源為主體的新型電力系統本身出發，融合規劃、融資、金融、稅收、環保等方方面面政策支撐。具體到電力行業市場主體來看：

一是發電側對電力價格的需求完全來源于成本驅動，大幅度波動的市場價格難以維持較為穩定的收益預期;

二是電網側需要充分考慮交叉補貼的資金來源，電力價格較低時期交叉補貼矛盾較小，電力價格上升時期交叉補貼矛盾將會被放大;

三是售電公司風險會增加，固定差價為主要盈利的模式，在電力價格波動較大的情況下，不利于沒有發電或負荷背景的售電公司穩定經營。同時，電網代購電模式初期還不成熟、信息披露有待完善，不恰當的價格信合可能會放緩市場規模的擴大，也不利于引導用戶入市和規范售電市場的競爭;

四是低價電源分布不平衡，部分省區低價電源電量不足以覆蓋居民、農業和公益性事業所需用電量，不足部分通過市場化采購，期間存在盈虧變化，或需要二次向用戶分攤;

五是電價市場化尚不徹底，除煤電外，燃機、水電、新能源、核電尚未完全市場化，在同平臺參與競爭的情況下，由于沒有容量市場或容量補償機制，各類電源的競爭力差異較大;

六是大規模新能源并網的出力特性既影響省內現貨交易價格也影響省間現貨價格，造成高峰時段火電壓減出力、低谷時段火電沒出力份額的狀態。

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對“雙碳”時代中發電企業市場應對策略的再討論

一是優化管理體制。當前發電企業的主要管理體系采用以安全生產為中心的生產運營模式，傳統運營模式在計劃體制下能夠有效組織生產，滿足電力需求。在進一步放開各類電源發電計劃后，市場定價成為主流，原有的管理體制需要做出調整。

建議建立以財務管理為中心、市場營銷為經營工作龍頭的運營管理體制。通過建立電力市場大區事業部，或組建區域扁平化管理體制，打通生產、運營、財務和電力、煤炭市場的關系。生產運營全過程管理思路由市場競爭獲得的份額決定。

企業價值創造取決于機組固定成本水平、可變成本管理能力、機組的靈活性和風險承受能力。因此，發電企業的管理體制必須要主動適應市場的需要，從機構設置、人員配備、業務流程、風險防控、信息化平臺方面向市場轉型，發電、售電和平臺服務形成連貫的精益化管理體系，對外向需求驅動轉型，對內向質量效益轉型，核心是向創新驅動轉型，形成外部競爭在內部管理中的投射，實現管理體制的優化完善。

二是建立市場戰略。市場戰略是立足企業長期遠景目標下的路徑選擇，圍繞“雙碳”目標，構建以新能源為主體的新型電力系統，立足國家能源“十四五”規劃，研究建立大營銷戰略具有重要意義。

提升市場競爭能力，確定以市場占有率將為主的核心指標，在加快搶占水風光等新能源資源的前提下，以電網網架結構規劃、特高壓送電配套和潮流分布等為考慮因素，依托新能源基地，布局調峰機組、抽蓄電站等，把高質量發展的布局優勢作為市場優勢的先天條件，一切運營優化和競爭管理均可在此基礎上進一步開展。同時，建立區域一體化營銷體系，通過市場化運營分類開展差異化競爭，讓每一個電源項目都能夠在市場中找到自己的位置。

三是加強營銷策略。堅持市場導向，強化要素管控，加強市場的研判和策略執行。煤電價格矛盾是在特定歷史環境中形成發展，需要長期關注——既要關注煤價上行，更要防范煤價下行期間的電價風險，切勿把臨時調控當做常態政策。把中長期合同簽訂好、現貨市場研究透、省間交易籌劃好，重點推動市場的堵塞點逐步疏通。電力市場是一個有機整體，無論是中長期市場、現貨市場還是輔助服務市場都應該協調統一。當前市場不成熟時期也是市場主體成熟的時期，研究市場各階段銜接過程中存在的問題，有利于當期效益提升，也有助于市場的完善。

與此同時，還應聚焦綠色競爭問題。清潔能源的消費比例對傳統發電、輸電行業的影響較大，發電間歇性波動和市場配套措施增加的電力系統成本如何進行疏導將是構建新型電力系統的重要課題。

最后，要聚焦行業發展。發輸配售組成電力行業各個環節，任何一個薄弱環節都不利于整個行業的高質量發展，當前各類政策接踵出臺，交易規則不斷完善，省間現貨交易逐步擴大，需要研究好政府和市場的關系、短期和長期的關系、戰略與戰術的關系，提升電力行業在國民經濟中的價值創造能力，在合作競爭中實現共贏。