煤電價格市場化改革走向深入

　　日前，國家能源局發布的《2022年能源監管工作要點》提出，要不斷提升能源市場化建設水平，深入推進多層次統一電力市場體系建設;推動完善煤電價格市場化機制，擴大市場交易電價浮動范圍。

　　煤電價格機制不斷改革，對燃煤發電行業發展影響幾何?又對電力市場建設提出哪些要求?針對以上問題，記者采訪了多位業內專家。

　　煤電價格浮動范圍持續擴大

　　近年來，國家不斷擴大燃煤發電價格浮動范圍，為煤電價格市場化松綁。

　　2019年10月，國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將此前一直施行的燃煤發電標桿上網電價機制改革為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，并規定基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。

　　2021年10月12日，國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》提出，有序放開全部燃煤發電上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，原則上均不超過20%，但高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

　　中國能源研究會能源政策研究中心執行主任林衛斌分析，不斷擴大煤電價格上下浮動范圍的最主要動因就是電煤價格大幅上漲，燃煤發電企業普遍虧損。“而放松煤電價格管制，建立起以市場供求關系為主導的定價機制，燃煤發電企業就可以根據電煤價格的波動調整煤電價格，對我國電力市場化改革具有重要意義。”

　　“目前在煤炭價格處于高位運行的情況下，仍需進一步放開煤電的價格浮動幅度。” 華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海指出。

　　常態化煤價干預機制有待建立

　　如林衛斌分析，煤電企業多年一直未能從虧損“泥潭”中掙脫出來。

　　早在2018年，四大發電集團就曾聯合發布《關于當前電煤保供形勢嚴峻的緊急報告》，文件顯示煤電行業“虧損面達60%左右”。

　　2021年9月，大唐國際、京能電力等11家燃煤發電企業再次聯名發布《關于重新簽約北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同的請示》的文件。該文件稱，隨著全國煤價大幅上漲并持續高位運行，京津唐電網燃煤電廠成本已超過盈虧平衡點，與基準電價嚴重倒掛，燃煤電廠虧損面達到100%。“嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩定供應。”

　　煤電一直扮演著實現多元電力目標與需求的“壓艙石”角色。但同時，煤電多年來也承擔著降電價、促進新能源消納的政策壓力。”某煤電行業人士坦言，若一味讓煤電企業降價，對于煤電企業自身發展及煤電行業轉型，甚至國家能源安全、電力保障都是不利的。

　　袁家海認為，電煤作為戰略性的基礎能源，與國計民生息息相關。因此，要進一步推進煤電價格市場化，就要先管控好煤炭的價格機制。“首先要形成常態化的煤炭價格干預措施，使其在合理范圍內浮動。由此形成從原料成本到發電成本，再到上網電價的有效傳導機制，在此基礎之上進一步完善煤電的市場化價格形成機制、進一步擴大煤電價格浮動范圍，才具備現實可操作性。”

　　健全電力市場是當務之急

　　“要推進煤電價格市場化改革，完善電力市場建設是當務之急。”在林衛斌看來，健全包括電能量市場、輔助服務市場和容量市場在內的電力市場是推進煤電市場化交易的有效保障。

　　袁家海亦認為，擴大電力現貨市場試點或覆蓋范圍將有利于煤電市場化價格的形成。“目前所有省份都有電力中長期交易，但只有部分省份開展了現貨交易。推動實現連續的、全年電力現貨市場運行，應該成為下一步重點工作。”

　　“現貨市場敏銳的價格信號，能夠改善各類機組的運行狀態、促進機組優化，形成更合理的資源配置。”袁家海舉例指出，煤電機組在價格高時滿發，價格低時可在日前市場將已拿到的中長期交易電量轉賣出去，“比如，某煤電機組的發電成本是度電0.35元，此時上網為度電0.15元，那么該煤電機組就可以尋找成本更低的電源代替發電，如此反而會增加利潤。”

　　與此同時，隨著現貨市場的建設和完善，日益增長的電力輔助服務需求也要求煤電價格機制逐步配套完善。“這需要國家層面制定更加明確的時間表和路線圖。”袁家海說。

　　袁家海同時建議，在煤電作為調節性電源長期處于虧損的狀態下，不妨考慮嘗試先在部分省份建立起針對煤電的容量補償機制。“比如四川、云南等地可再生能源裝機占比大，煤電裝機及占比都較少。但在枯水期時，煤電機組又必須出力保供。過去曾討論過讓水電機組來補貼煤電，但在棄水嚴重時期，這一操作并不現實，因此對煤電機組的補償機制一直沒有建立起來。建議考慮先在這部分省份建立起針對煤電的容量補償機制。”