“满月”的电价改革 有哪些新变化？

前不久，国内煤电供需持续紧张，部分地区出现“限电限产”现象。为缓解煤电供需紧张，10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(以下简称《通知》)，电价改革迈出了一大步。

目前《通知》已发行一个月。全国各地的电价有哪些新变化？供电紧张是否得到有效缓解？我们的记者进行了采访。

如何改革？

3354有序发布全部燃煤发电上网电价，有序发布工商用户电价。

“市场煤、计划电”长期困扰着煤电行业，尤其是煤价上涨明显时，矛盾更加突出。

2019年，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意见》，将实施多年的燃煤发电上网基准电价机制，改为“基准价格上下浮动”的市场化电价机制。通过参与电力市场交易，当地燃煤发电价格由市场决定。“实行‘基准电价上下浮动’的市场化电价机制，有效推动了电力市场化进程。2020年，70%以上的燃煤发电将通过市场交易形成上网电价。”国家发改委价格司司长万劲松说。

但随着全球能源行业的新变化，今年国内煤电供需出现波动。根据国家统计局9月发布的能源生产情况，9月24日，秦皇岛港5500千卡、5000千卡、4500千卡动力煤综合交易价格分别为每吨1079元、980元、857元，分别比8月27日上涨194182元、151元。随着煤炭价格上涨，发电企业燃煤成本上升，电力供应处于紧张状态。在此背景下，国家发改委发布《通知》号文，提出进一步深化燃煤发电上网电价改革，建立可涨可跌的市场化电价机制。

本轮燃煤发电上网电价市场化改革的重点是什么？

万劲松介绍，此次改革聚焦两个“有序放开”。发电方面，有序发布全部燃煤发电上网电价。“此次改革肯定会将剩余30%的燃煤发电推向电力市场，进一步带动其他类型发电进入市场，为发电侧全面放开上网电价奠定坚实基础。”用电方面，有序发布工商用户电价。此前，约44%的工商业用电量通过参与市场形成了电价。本次改革明确提出有序推进工商用户进入电力市场，按市场价格购电，取消工商目录销售价格。尚未进入市场的工商用户中，10 kV及以上的工商用户用电量大，市场条件好，均已进入市场；其他工商用户也要尽快进入。届时，目录销售价格只会保留居民和农业的品类，基本实现“一切听之任之”的目标。

从成交价格来看，是一大步。燃煤发电市场交易价格浮动幅度由目前的“原则上上浮不超过10%，下浮不超过15%”扩大到“原则上上浮下浮不超过20%”。

成效怎样？

3354个大部分省份上调燃煤发电上网电价，缓解了发电企业经营压力，引导用电企业低碳转型。

《通知》发布一个月，瓦里电价改革效果如何国家电网安徽省电力有限公司2021年11月上市交易结果公告显示，公司代理购电交易总电量为2127465兆瓦时，电价为461.28元/兆瓦时。按照安徽省燃煤基准价格384.4元/兆瓦时计算，电价顶涨20%。

燃煤发电上网电价的上涨，激发了电厂的积极性。

“前段时间煤价比较高，企业处于亏损发电状态，发电积极性自然低。”山东省某燃煤发电企业负责人表示，燃煤发电上网电价市场化改革后，当地燃煤发电交易价格较之前有所上涨，可有效缓解发电企业经营压力。

那么，作为买家，电力公司如何看待这次电价改革呢？

大部分电力公司表示愿意承担相应的费用。江苏张家港某电子产品制造企业负责人周先生告诉记者，此前限电限产导致订单延迟交付，造成了很大损失。“这次改革提高了燃煤发电上网电价，一定程度上增加了企业的生产成本，但我们更注重按期完成订单，提高电价是可以接受的。”

提高燃煤发电上网电价也释放了非高峰用电信号。上海某工程承包公司预算员南林告诉记者，目前电价波动还没有明显感觉到，电力供应处于相对稳定状态。“上海采用峰谷电价机制。在电价改革的情况下，由于考虑施工成本，未来在项目前期和工期不太紧的阶段，我们会考虑避开用电高峰，选择夜间施工，降低用电成本。”

记者注意到，《通知》提出扩大燃煤发电市场交易价格浮动幅度，但高耗能企业市场交易价格不受20%浮动限制。“高耗能行业无序发展，会增加电力供应和安全压力，不利于绿色低碳转型发展。”万劲松表示，这一规定有利于引导高耗能企业市场交易价格更多上涨，能够更充分地传导发电成本上涨的压力，抑制不合理用电，改善电力供需。同时，有利于推动高耗能企业加大技术改造投入，提高能源利用效率，促进产业结构调整。

有哪些意义？

——短期看，保障电力安全稳定供应；长远看，将促进电力行业高质量发展

电价改革是缓解当前煤炭、电力供需紧张的重要一步。在推动电价改革的同时，煤炭保供、平稳煤价等“组合拳”，为电力安全稳定供应提供了坚实保障。

国家能源集团有关负责人告诉记者，保供应方面，神东煤炭上湾煤矿一天能生产煤炭4万吨，约可发电1.3亿度。10月份，集团自产煤累计完成5064万吨，同比增幅达9.1%。中国华电生产技术部主任郭召松告诉记者，截至目前，中国华电煤电机组发电量增幅达16.5%，高于企业全部发电量增幅和全国发电量增幅。

国家发改委公布的数据显示，随着全国煤炭产量持续增长和电煤装车快速增加，11月份以来电厂供煤持续大于耗煤，库存日均增加160万吨。11月10日，全国电厂供煤再次超过800万吨，达到814.3万吨；供煤大于耗煤超过200万吨，电厂存煤达到1.23亿吨，可用天数超过21天，发电供热用煤保障能力进一步提高。

煤炭价格正趋于平稳。在近日中国煤炭运销协会召开的会议上，10多家主要煤炭企业表态，主动将主产地5500大卡动力煤坑口价格降至每吨1000元以下。国家发改委披露，从市场监测情况看，10月下旬以来，全国坑口、港口煤价均大幅下降。

多措并举，保供电取得阶段性成效。国家电网有关负责人表示，目前国家电网经营区域电力供需形势恢复常态，电煤供应明显增加。公司经营区电煤库存回升至9932万吨，电煤可用天数回升至20天。截至11月6日，除个别省份、局部时段对高耗能、高污染企业采取有序用电措施外，全网有序用电规模接近清零。

短期看，电价改革同其他行政、市场手段一同为电力安全稳定供应提供了有效保障。长期看，电价改革还有哪些现实意义？

在兴业证券经济与金融研究院煤炭行业组长王锟看来，中国正迈向碳达峰、碳中和，电价在低碳转型目标下也应有所反映。“随着我国产业结构优化升级，与之配套的新型电力供应系统和电价体系需同步推进。”

万劲松认为，从长远看，此次改革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。同时，此轮电改将支撑新型电力系统建设，服务能源绿色低碳转型，并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。