2021年缺电的连锁反应不断传导，煤电之间的旧矛盾对供给侧形成强大冲击，电价机制改革则是平抑市场波动的最审慎选择。碳达峰碳中和对能源高质量发展提出新要求。回首2021年，能源供应链危机将我国电力体制的短板放大，煤与电之间积蓄已久的矛盾再次爆发。在全球货币宽松的背景下，缺电的连锁反应在工业制造领域不断发酵，钢铁、水泥、建材、有色、原油等基础原材料价格高涨。受此影响，2021年9月开始国内PPI（工业品出厂价格指数）突破10%，通货膨胀承压。 煤电联动是保障能源安全稳定、高质量发展的重要基础。十九届六中全会、中央经济工作会议明确，2022年经济工作要稳字当头、稳中求进；继续做好“六稳六保”工作，持续改善民生，着力稳定宏观经济大盘，保持经济运行在合理区间。能源安全保供是经济社会发展的压舱石，电力安全保供是基础，完善的电力市场和电价形成机制是关键，是化解煤电矛盾、破除能源供应危机的“金钥匙”。
电价市场机制失灵是煤电矛盾的核心2021年四季度以来，我国能源供需偏紧，多地持续出现电力供应紧张状况。主要原因为：
（1）煤炭供应紧缺、价格高涨，电价成本传导机制缺位，发电企业“多发多亏”，部分地区无电可供；
（2）国内新能源装机快速增加，在极端气候条件下，风光装机无电可发，导致部分区域电力供应严重不足。 目前，我国电源结构仍以煤电为主，燃煤发电量占比超过60%。基于此，电力供应能力不足，尤其是煤电供应不足是“缺电”的主要动因。 在我国煤电企业的发电成本中，燃煤成本占比为60-70%，煤价变化对发电企业利润影响巨大。2021年以来国内煤炭价格大幅上涨，5500大卡动力煤市场价格由年初500元/吨攀升至2000元/吨的高位。 根据行业内统计，2021年1-11月华能、大唐、华电、国家电投、国家能源集团等五大发电集团平均到厂发电标煤单价高达1017元/吨 ，同比大涨59%；2021年燃料成本预计同比增加5000亿元，火电行业亏损近千亿元。其中，2021年三季度，华能国际亏损34.99亿元，华电国际亏损16.94亿元，大唐发电亏损16.23亿元。 电力价格机制市场化不足是激化煤电矛盾的主要原因。受我国特殊政情民意的影响，在我国电力市场中“计划电、市场电”并存，电力市场交易规模、交易规则、交易电价一定程度上受政府管控。基于此，发电价格尤其是非市场交易电价难以及时反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。 与此同时，煤炭市场化程度远远高于电力行业。早在2013年，国家发改委即取消“计划煤”与“市场煤”之间的价格双轨制，决定煤炭价格的根本要素是市场供需关系。但是，电力市场、电力价格的改革相对滞后。在煤炭和电力市场的不同价格调节机制的作用下, 电力企业利润空间随煤价发生很大变动，从而给我国电力供应和能源安全带来一定风险。 在新能源成为新型电力系统的主体之前，电力系统的稳定运行仍需要煤电承担兜底保供、系统调节、应急备用等多重作用。电价市场化机制的实施维系煤电产业生存发展，关乎能源电力系统稳定运行。
电价市场机制之所以尚未建立，领航智库研究认为主要基于如下两个原因。
（1）电力价格管理方式复杂，“双轨制”管理存在惯性。由于电力价格与我国社会发展和民生息息相关,电力价格受政策调控影响加大。我国电价双轨制模式存在惯性，居民、工商业之间的交叉补贴由来已久，决定了电力价格无法完全市场化，无法完全跟随煤炭价格波动。 随着电力市场改革的推进，我国将形成发电侧、售电侧“多买多卖”的电力市场格局，政府对电力市场的直接干预计将进一步缩小，市场监管的框架也将更加明晰。
（2）电价“降易涨难”，发电企业单边让利扭曲价格形成机制。从过往电价调整的历程分析，存在降价容易、涨价难的现象。在能源供应宽松的背景下，发电企业在电力市场交易中单边让利，未将上游燃料成本变化有效传导至用户侧，火电企业消化了煤炭价格上涨的成本压力。未来，随着市场机制的完善，电价持续波动将成为常态。 当然，电价机制市场化不是电价下降，也不等于电价全面上涨。电价市场化机制本质是一种价格传导机制，将发电侧成本的变化传导至消费侧，使电力作为商品随行就市，能涨能跌。 从国际电力市场改革的进程看，欧美等发达国家均将电价形成机制推向市场，充分反映市场供需和成本变化。
双碳战略下，电价机制比电价管理本身更重要 基于解决煤电之间矛盾，保障能源电力安全稳定的战略需求，亟需完善电力市场和电力价格形成机制，由市场供需形成电力价格。2015年以来，我国启动新一轮电力体制改革，改革推进的路径是在“管住中间、放开两头”的体制架构下，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。 在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。 在市场经济建设和电力体制改革的战略部署下，近年来我国加快建设全国统一电力市场体系。主要表现为：
（1）全国电力市场化改革进程不断加快，2021年全国市场化交易电量约3万亿千瓦时，同比增长15.7%，占全社会用电量的40%以上；
（2）电价机制不断市场化，煤电、新能源发电上参与市场交易的电价由供需双方通过协商、市场竞价等方式自主确定。 伴随电力市场改革深入，预计电力中长期交易和电力现货市场交易规模将不断扩大。作为交易主体之一，如果发电企业电力价格不能及时有效反映燃煤成本变化，则无法发挥电价供需调节的作用，电力市场建设也将徒有其表。 从价格传导机制看，煤电市场化联动是电价形成机制的核心。 我国自2004年启动煤电联动政策，至2015年年底，煤电标杆电价共进行11次调整，8次因煤电联动而调整。其中，6为次上调电价、2次下调电价。2015年12月31日，国家发改委完善煤电价格联动机制，并将决定权下放至地方政府。2019年9月26日，国务院常务会议决定从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
从政策的本意看，取消煤电价格联动机制，不是否定发电成本传导机制，而是取消对煤电联动周期、联动幅度的行政干预，促进煤、电价格市场化联动，推动上下游协调高质量发展。2021年10月，国家发改委进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，决定有序放开全部燃煤发电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围(均不超20%)，高耗能企业、电力现货市场交易电价不受此限。此次改革对进一步深化电力市场改革具有里程碑意义。但仍不可忽视的是，价格浮动机制本身并不是完全市场化，是模拟市场化机制的一种表现形式；逐步减少电价机制干预，市场定价是化解能源产业链矛盾的“金钥匙”。
此外，在“双碳”战略的实施中，电价市场机制具有举足轻重的地位和作用。从减碳的视角看，电价市场化改革有利于提高工业生产与商业服务企业的节能意识，有效减少碳排放。尤其是可以抑制高耗能企业不合理电力消费，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转升级。 从固碳的视角看，CCS（碳捕获、封存）/CCUS（碳捕获、利用与封存)技术是实现固碳的兜底技术。目前，煤化工、石油化工、传统煤电厂已有CCS适应性改造，但CO2捕集成本高，绝大多数碳捕集工程仍处于示范阶段，成本高达300~400元/吨。对于煤电企业而言，低成本的固碳技术需要合理的电价机制做保障。
来源:能源杂志 作者:王秀强