2021年缺電的連鎖反應(yīng)不斷傳導(dǎo)，煤電之間的舊矛盾對供給側(cè)形成強大沖擊，電價機制改革則是平抑市場波動的最審慎選擇。
碳達峰碳中和對能源高質(zhì)量發(fā)展提出新要求。回首2021年，能源供應(yīng)鏈危機將我國電力體制的短板放大，煤與電之間積蓄已久的矛盾再次爆發(fā)。在全球貨幣寬松的背景下，缺電的連鎖反應(yīng)在工業(yè)制造領(lǐng)域不斷發(fā)酵，鋼鐵、水泥、建材、有色、原油等基礎(chǔ)原材料價格高漲。受此影響，2021年9月開始國內(nèi)PPI（工業(yè)品出廠價格指數(shù)）突破10%，通貨膨脹承壓。
煤電聯(lián)動是保障能源安全穩(wěn)定、高質(zhì)量發(fā)展的重要基礎(chǔ)。十九屆六中全會、中央經(jīng)濟工作會議明確，2022年經(jīng)濟工作要穩(wěn)字當(dāng)頭、穩(wěn)中求進；繼續(xù)做好“六穩(wěn)六保”工作，持續(xù)改善民生，著力穩(wěn)定宏觀經(jīng)濟大盤，保持經(jīng)濟運行在合理區(qū)間。能源安全保供是經(jīng)濟社會發(fā)展的壓艙石，電力安全保供是基礎(chǔ)，完善的電力市場和電價形成機制是關(guān)鍵，是化解煤電矛盾、破除能源供應(yīng)危機的“金鑰匙”。
電價市場機制失靈是煤電矛盾的核心
2021年四季度以來，我國能源供需偏緊，多地持續(xù)出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張狀況。主要原因為：（1）煤炭供應(yīng)緊缺、價格高漲，電價成本傳導(dǎo)機制缺位，發(fā)電企業(yè)“多發(fā)多虧”，部分地區(qū)無電可供；（2）國內(nèi)新能源裝機快速增加，在極端氣候條件下，風(fēng)光裝機無電可發(fā)，導(dǎo)致部分區(qū)域電力供應(yīng)嚴重不足。
目前，我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，燃煤發(fā)電量占比超過60%?；诖?，電力供應(yīng)能力不足，尤其是煤電供應(yīng)不足是“缺電”的主要動因。
在我國煤電企業(yè)的發(fā)電成本中，燃煤成本占比為60-70%，煤價變化對發(fā)電企業(yè)利潤影響巨大。2021年以來國內(nèi)煤炭價格大幅上漲，5500大卡動力煤市場價格由年初500元/噸攀升至2000元/噸的高位。
根據(jù)行業(yè)內(nèi)統(tǒng)計，2021年1-11月華能、大唐、華電、國家電投、國家能源集團等五大發(fā)電集團平均到廠發(fā)電標(biāo)煤單價高達1017元/噸，同比大漲59%；2021年燃料成本預(yù)計同比增加5000億元，火電行業(yè)虧損近千億元。其中，2021年三季度，華能國際虧損34.99億元，華電國際虧損16.94億元，大唐發(fā)電虧損16.23億元。
電力價格機制市場化不足是激化煤電矛盾的主要原因。受我國特殊政情民意的影響，在我國電力市場中“計劃電、市場電”并存，電力市場交易規(guī)模、交易規(guī)則、交易電價一定程度上受政府管控?；诖?，發(fā)電價格尤其是非市場交易電價難以及時反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。
與此同時，煤炭市場化程度遠遠高于電力行業(yè)。早在2013年，國家發(fā)改委即取消“計劃煤”與“市場煤”之間的價格雙軌制，決定煤炭價格的根本要素是市場供需關(guān)系。但是，電力市場、電力價格的改革相對滯后。在煤炭和電力市場的不同價格調(diào)節(jié)機制的作用下,電力企業(yè)利潤空間隨煤價發(fā)生很大變動，從而給我國電力供應(yīng)和能源安全帶來一定風(fēng)險。
在新能源成為新型電力系統(tǒng)的主體之前，電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行仍需要煤電承擔(dān)兜底保供、系統(tǒng)調(diào)節(jié)、應(yīng)急備用等多重作用。電價市場化機制的實施維系煤電產(chǎn)業(yè)生存發(fā)展，關(guān)乎能源電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。
電價市場機制之所以尚未建立，領(lǐng)航智庫研究認為主要基于如下兩個原因。
（1）電力價格管理方式復(fù)雜，“雙軌制”管理存在慣性。由于電力價格與我國社會發(fā)展和民生息息相關(guān),電力價格受政策調(diào)控影響加大。我國電價雙軌制模式存在慣性，居民、工商業(yè)之間的交叉補貼由來已久，決定了電力價格無法完全市場化，無法完全跟隨煤炭價格波動。
隨著電力市場改革的推進，我國將形成發(fā)電側(cè)、售電側(cè)“多買多賣”的電力市場格局，政府對電力市場的直接干預(yù)計將進一步縮小，市場監(jiān)管的框架也將更加明晰。
（2）電價“降易漲難”，發(fā)電企業(yè)單邊讓利扭曲價格形成機制。從過往電價調(diào)整的歷程分析，存在降價容易、漲價難的現(xiàn)象。在能源供應(yīng)寬松的背景下，發(fā)電企業(yè)在電力市場交易中單邊讓利，未將上游燃料成本變化有效傳導(dǎo)至用戶側(cè)，火電企業(yè)消化了煤炭價格上漲的成本壓力。未來，隨著市場機制的完善，電價持續(xù)波動將成為常態(tài)。
當(dāng)然，電價機制市場化不是電價下降，也不等于電價全面上漲。電價市場化機制本質(zhì)是一種價格傳導(dǎo)機制，將發(fā)電側(cè)成本的變化傳導(dǎo)至消費側(cè)，使電力作為商品隨行就市，能漲能跌。
從國際電力市場改革的進程看，歐美等發(fā)達國家均將電價形成機制推向市場，充分反映市場供需和成本變化。
雙碳戰(zhàn)略下，電價機制比電價管理本身更重要
基于解決煤電之間矛盾，保障能源電力安全穩(wěn)定的戰(zhàn)略需求，亟需完善電力市場和電力價格形成機制，由市場供需形成電力價格。
2015年以來，我國啟動新一輪電力體制改革，改革推進的路徑是在“管住中間、放開兩頭”的體制架構(gòu)下，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本開放配售電業(yè)務(wù)，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃。
在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構(gòu)建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應(yīng)市場要求的電價機制，激發(fā)企業(yè)內(nèi)在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。
在市場經(jīng)濟建設(shè)和電力體制改革的戰(zhàn)略部署下，近年來我國加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系。主要表現(xiàn)為：（1）全國電力市場化改革進程不斷加快，2021年全國市場化交易電量約3萬億千瓦時，同比增長15.7%，占全社會用電量的40%以上；（2）電價機制不斷市場化，煤電、新能源發(fā)電上參與市場交易的電價由供需雙方通過協(xié)商、市場競價等方式自主確定。
伴隨電力市場改革深入，預(yù)計電力中長期交易和電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)模將不斷擴大。作為交易主體之一，如果發(fā)電企業(yè)電力價格不能及時有效反映燃煤成本變化，則無法發(fā)揮電價供需調(diào)節(jié)的作用，電力市場建設(shè)也將徒有其表。
從價格傳導(dǎo)機制看，煤電市場化聯(lián)動是電價形成機制的核心。
我國自2004年啟動煤電聯(lián)動政策，至2015年年底，煤電標(biāo)桿電價共進行11次調(diào)整，8次因煤電聯(lián)動而調(diào)整。其中，6次上調(diào)電價、2次下調(diào)電價。2015年12月31日，國家發(fā)改委完善煤電價格聯(lián)動機制，并將決定權(quán)下放至地方政府。
2019年9月26日，國務(wù)院常務(wù)會議決定從2020年1月1日起取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制，上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
從政策的本意看，取消煤電價格聯(lián)動機制，不是否定發(fā)電成本傳導(dǎo)機制，而是取消對煤電聯(lián)動周期、聯(lián)動幅度的行政干預(yù)，促進煤、電價格市場化聯(lián)動，推動上下游協(xié)調(diào)高質(zhì)量發(fā)展。
2021年10月，國家發(fā)改委進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，決定有序放開全部燃煤發(fā)電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍(均不超20%)，高耗能企業(yè)、電力現(xiàn)貨市場交易電價不受此限。此次改革對進一步深化電力市場改革具有里程碑意義。但仍不可忽視的是，價格浮動機制本身并不是完全市場化，是模擬市場化機制的一種表現(xiàn)形式；逐步減少電價機制干預(yù)，市場定價是化解能源產(chǎn)業(yè)鏈矛盾的“金鑰匙”。
此外，在“雙碳”戰(zhàn)略的實施中，電價市場機制具有舉足輕重的地位和作用。從減碳的視角看，電價市場化改革有利于提高工業(yè)生產(chǎn)與商業(yè)服務(wù)企業(yè)的節(jié)能意識，有效減少碳排放。尤其是可以抑制高耗能企業(yè)不合理電力消費，促進高耗能企業(yè)加大技術(shù)改造投入、提高能源利用效率，推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)升級。
從固碳的視角看，CCS（碳捕獲、封存）/CCUS（碳捕獲、利用與封存)技術(shù)是實現(xiàn)固碳的兜底技術(shù)。目前，煤化工、石油化工、傳統(tǒng)煤電廠已有CCS適應(yīng)性改造，但CO2捕集成本高，絕大多數(shù)碳捕集工程仍處于示范階段，成本高達300~400元/噸。對于煤電企業(yè)而言，低成本的固碳技術(shù)需要合理的電價機制做保障。（王秀強）
來源：能源雜志
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