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燃煤发电|缓解煤电企业成本压力，电价大改革：能涨能跌影响几何？

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中国电力体制市场化改革迈出了关键一步 ， 在放开发电侧上网电价、用户侧销售电价方面取得重要进展 。
国家发改委12日对外发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称《通知》）明确 ， 有序放开全部燃煤发电电量上网电价 ， 将燃煤发电市场交易价格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 。 工商业用户全部进入电力市场 ， 取消工商业目录销售电价 。
这将对高耗能产业产生较大影响 。 发改委价格司副司长彭绍宗12日在发改委发布会上回答第一财经采访人员提问时表示 ， 对高耗能企业市场交易电价 ， 规定其不受上浮20%限制 ， 就是要让用电多、能耗高的企业多付费 。 其他工商业用户用电成本在总成本中占比总体较低 ， 企业用电成本会有所增加 ， 但总体有限 。
反映在A股市场上 ， 截至10月12日收盘 ， 新中港、金房节能拉升封涨停板 ， 赣能股份、杭州热电、深南电A、华通热力、节能风电、南网能源、内蒙华电等多只电力股集体拉升 。
专家分析 ， 此次改革特别强调保持居民、农业用电价格的稳定 ， 对物价水平和通胀预期整体影响有限 。
发改委价格司司长万劲松表示 ， 改革核心是真正建立起了“能跌能涨”的市场化电价机制 。 从当前看 ， 改革有利于进一步理顺“煤电”关系 ， 保障电力安全稳定供应；从长远看 ， 将加快推动电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展 ， 促进电力行业高质量发展 ， 支撑新型电力系统建设 ， 服务能源绿色低碳转型 ， 并将对加快推动发用电计划改革、售电侧体制改革等电力体制其他改革发挥重要作用 。
全面放开发电侧上网电价
电力体制改革的总体思路是“管住中间、放开两头” 。 价格机制是市场机制的核心 ， 2019年发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》 ， 将实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制 ， 改为“基准价+上下浮动”的市场化电价机制 ， 各地燃煤发电通过参与电力市场交易 ， 由市场形成价格 。
“基准价+上下浮动”市场化电价机制的实施 ， 推动了电力市场化进程 ， 2020年超过70%的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价 。 此次改革在“放开两头”方面均取得重要进展 ， 集中体现为两个“有序放开” 。
在发电侧 ， 有序放开全部燃煤发电上网电价 。 我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 。 此次改革明确推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场 ， 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定坚实基础 。
在用电侧 ， 有序放开工商业用户用电价格 。 目前 ， 大约44%的工商业用电量已通过参与市场形成用电价格 。 此次改革 ， 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 ， 取消工商业目录销售电价 。 尚未进入市场的工商业用户中 ， 10千伏及以上的工商业用户用电量大、市场化条件好 ， 全部进入市场 ， 其他工商业用户也要尽快进入 。 届时 ， 目录销售电价只保留居民、农业类别 ， 基本实现“能放尽放” 。
中电联发展规划部副主任韩放告诉第一财经采访人员 ， 这次改革最大的亮点是放开燃煤企业和工商业用户全部进入市场 ， 取消工商业用户目录电价 ， 真正建立起“能跌能涨”、“随行就市”的市场化定价机制 ， 更有效的发挥市场的资源配置作用 。 这是电力市场化改革迈出的重要一步 ， 有利于提高产能和用能的效率 ， 促进全社会能源资源的高效利用 。
缓解煤电企业成本压力
华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠对第一财经表示 ， 《通知》具有三个重要意义 ， 有利于理顺价格关系 ， 让市场机制发挥应有的作用 。 一是改变了2016年以来实行的电煤价格“双轨制” ， 取消了原来的基数电量 ， 推动燃煤发电电量全部进入电力市场；二是明确了电价上下浮动的范围 ， 尤其是允许上浮电价 ， 改变了市场对于电价“只降不升”的预期；三是扩大了市场化电价的用户范围 ， 除了居民、农业、公益性事业用户以外 ， 包括小微企业和个体工商户在内的工商业用户等都进入了电力市场 。
2020年我国燃煤发电占比仍占到65%左右 ， 可以预计在“十四五”期间 ， 煤电仍然是电力行业的“压舱石”与支撑能源结构调整和转型发展的“稳定器” 。 近期煤炭价格明显上涨后 ， 一些地方电力市场的燃煤发电交易电价已实现上浮 ， 对缓解燃煤发电企业经营困难发挥了积极作用 。


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