證券日報10月26日報道，政策面左手“有序放開”(上網電價和用電價格)，右手“加強監管”(市場交易秩序)，“能漲能跌”的市場化電價改革讓電力供應更有保障。
據《證券日報》記者不完全梳理，新一輪電價改革啟動10日(截至記者發稿)，逾10省份已積極行動，燃煤發電上網電價市場化改革正在各地有序展開。其中，山東、江蘇、貴州、安徽等地電力市場成交價均較基準電價上浮超19%；南方5省份以及甘肅、山西、江西、寧夏等地則加速實現煤電市場化交易。
接受《證券日報》記者采訪的專家認為，將之前通過限電調節過高用電負載的方式轉變為通過價格手段來調節，一方面提高了燃煤電廠發電的積極性，另一方面也使得限電不再一刀切，有助于企業根據電力成本安排好自己的生產計劃。同時，對于高耗能企業則要重新考慮其生產成本，提高能源利用效率，實現高質量發展。
已有逾10省份主動推進
10月12日，國家發展改革委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(以下簡稱《通知》)明確，擴大市場交易電價上下浮動范圍，擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。新規自10月15日起實施。
電價市場化改革實施10日以來，山東、江蘇、貴州、安徽等地電力市場成交價均較基準價有所上浮，基本觸及此輪電價改革要求的上限。
例如，10月15日，山東電力交易中心組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，共有49家燃煤發電企業(97臺機組)與79家售電公司和5家電力用戶參與，成交均價較基準電價上浮19.8%；同日，江蘇組織開展了10月中旬月內掛牌交易，成交價較基準價上浮了19.94%；10月21日，貴州電力交易中心組織開展了11月份月度集中競價交易，經記者計算，統一出清交易價格較基準價上浮19.97%；10月24日，安徽電力交易中心發布10月份月內集中交易成交結果，經記者計算，較基準價上浮19.98%。
除了擴大市場交易電價上下浮動范圍，《通知》明確，自10月15日起有序放開全部燃煤發電電量上網電價，推動工商業用戶都進入市場，取消工商業目錄銷售電價，對暫未從電力市場直接購電的工商業用戶由電網企業代理購電等。
換言之，此前未參與市場的燃煤發電企業和工商業用戶要全部進入市場。南方5省份已積極行動。據媒體報道，廣東、廣西、云南、貴州、海南5省份，11月份起將實現煤電電量全部進入電力市場交易，實行上下浮動的市場化電價。南方電網正在有序推動工商業用戶全部進入電力市場交易，對還沒有直接從電力市場購電的用戶，由電網公司代理從電力市場購電，12月1日起，執行代理購電價格。此外，10月19日至22日，甘肅、山西、江西三省和寧夏回族自治區先后宣布，取消一般工商目錄銷售電價，有序推動工商業用戶全部進入電力市場。
除了上述對電價市場化改革反應迅速的逾10省份，還有部分省(區、市)因相關落實措施尚未明確而延期組織交易。例如，10月14日，重慶電力交易中心發布通知稱，目前實施方案尚在研究制定中，決定暫緩組織11月份電力直接交易。此外，為做好迎峰度冬電力保供工作，10月21日，北京電力交易中心提出，對于已簽訂的四季度省間中長期燃煤發電合同，經原合同方協商一致，可對交易價格進行調整。
上市公司回應投資者關切
值得注意的是，電價改革也被推至資本市場聚光燈下。截至10月25日記者發稿，已有部分投資者在滬深交易所互動平臺上，對相關產業的上市公司經營情況和應對措施等進行提問，上市公司則積極回應。
例如，一家廣東新能源公司回復稱，“目前，公司大部分核電機組計劃電價相較燃煤基準電價有一定競爭性，公司將緊跟電力市場改革形勢和相關政策，充分發揮核電邊際成本低等優勢，加強電力市場營銷能力建設，及時調整電力營銷策略，爭取更多的電量和更優的電價。”
另一家江西新能源公司表示，“公司現正根據當地相關要求與配售電客戶開展合同的改簽、換簽和補簽的相關工作。此次電價改革有利于進一步理順‘煤電’關系，是電力市場化改革的重大舉措。”
還有一家山西新能源上市公司介紹，2021年上半年，公司所屬電力和煤炭業務營業收入占比分別為46.90%、32.46%。公司將全力做好冬季電力運行和供熱供應準備：一是確保供熱機組運行穩定；二是積極通過四季度長協煤增量及拓展煤炭采購渠道保證電廠用煤；三是與熱力公司協調，爭取預收熱費，經積極協調屬地政府，相關地方政府已批準了熱費上漲。
專家：供需側應綜合施策
“電價市場化改革是價格機制改革和能源體制機制改革的核心內容，在當前‘雙碳’目標大背景下，能耗雙控等問題使得電價改革更具必要性和緊迫性。”無錫數字經濟研究院執行院長吳琦對《證券日報》記者表示，各地在前期從政策到舉措都做了大量試點和準備，具備了迅速開展的基礎和條件。后續還需營造公平、有序的市場競爭環境，廣泛吸納各類市場主體參與，促進市場整體效率提升。
中國國際經濟交流中心經濟研究部副部長劉向東告訴《證券日報》記者，此次煤電供需不匹配觸發的燃煤電價改革，有力地推動了電力市場化改革進程，通過市場化機制引導上下游價格順利傳導，將有利于產業鏈各環節健康有序發展，既可以促進煤電價格回歸合理區間，也能運用市場化辦法有效調節電力供需，從而確保能源安全穩定供應和人民群眾溫暖過冬。
吳琦認為，建立市場化的電價形成機制可以更好地反映電力供需形勢和成本變化，緩解火電企業成本高企的困境；對下游用電企業來說，有利于引導工商企業理性用電、綠色用電，在改善電力供需、保障安全供應的同時，助力“雙碳”目標的實現。
天風期貨研究所煤炭研究員康健對《證券日報》記者表示，電價改革，將上浮限制提升至20%，且高耗能行業用電價格的上浮不受限。將之前通過限電調節過高用電負載的方式轉變為通過價格手段來調節，有助于企業根據電力成本安排好自己的生產計劃。對于高耗能企業則要重新考慮其生產成本，改善生產工藝，提高能源利用效率，踐行國家將粗放型向集約型的經濟發展模式轉變的方針，提升產品的附加值和定價權。
對于下一步保障電力供應市場平穩發展，劉向東表示，短期要加大煤電供需雙方的協調，有效緩解迎峰度冬電力需求，重點在保供上“下功夫”；中長期來看，要進一步推進煤電全產業鏈市場化改革，完善市場決定電價的機制，推動煤炭和電力價格圍繞供需基本面波動；同時，加強煤電市場監管，維護煤電正常市場秩序，保障發電工業和民生用煤需求。
在吳琦看來，需要從供需兩側綜合施策，供給側方面，要進一步優化機制設計，完善配套細則，激勵煤炭企業進一步釋放產能，增加發電企業電力供應；需求側方面，要鼓勵和支持提升用電效率，倡導理性用電。
昌校宇 楊潔
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