本文來自：能源雜誌 作者： 王秀強

碳達峯碳中和對能源高質量發展提出新要求。回首2021年，能源供應鏈危機將我國電力體制的短板放大，煤與電之間積蓄已久的矛盾再次爆發。在全球貨幣寬鬆的背景下，缺電的連鎖反應在工業製造領域不斷髮酵，鋼鐵、水泥、建材、有色、原油等基礎原材料價格高漲。受此影響，2021年9月開始國內PPI（工業品出廠價格指數）突破10%，通貨膨脹承壓。

煤電聯動是保障能源安全穩定、高質量發展的重要基礎。十九屆六中全會、中央經濟工作會議明確，2022年經濟工作要穩字當頭、穩中求進；繼續做好“六穩六保”工作，持續改善民生，着力穩定宏觀經濟大盤，保持經濟運行在合理區間。能源安全保供是經濟社會發展的壓艙石，電力安全保供是基礎，完善的電力市場和電價形成機制是關鍵，是化解煤電矛盾、破除能源供應危機的“金鑰匙”。

電價市場機制失靈是煤電矛盾的核心

2021年四季度以來，我國能源供需偏緊，多地持續出現電力供應緊張狀況。主要原因爲：（1）煤炭供應緊缺、價格高漲，電價成本傳導機制缺位，發電企業“多發多虧”，部分地區無電可供；（2）國內新能源裝機快速增加，在極端氣候條件下，風光裝機無電可發，導致部分區域電力供應嚴重不足。

目前，我國電源結構仍以煤電爲主，燃煤發電量佔比超過60%。基於此，電力供應能力不足，尤其是煤電供應不足是“缺電”的主要動因。

在我國煤電企業的發電成本中，燃煤成本佔比爲60-70%，煤價變化對發電企業利潤影響巨大。2021年以來國內煤炭價格大幅上漲，5500大卡動力煤市場價格由年初500元/噸攀升至2000元/噸的高位。

根據行業內統計，2021年1-11月華能、大唐、華電、國家電投、國家能源集團等五大發電集團平均到廠發電標煤單價高達1017元/噸 ，同比大漲59%；2021年燃料成本預計同比增加5000億元，火電行業虧損近千億元。其中，2021年三季度，華能國際虧損34.99億元，華電國際虧損16.94億元，大唐發電虧損16.23億元。

電力價格機制市場化不足是激化煤電矛盾的主要原因。受我國特殊政情民意的影響，在我國電力市場中“計劃電、市場電”並存，電力市場交易規模、交易規則、交易電價一定程度上受政府管控。基於此，發電價格尤其是非市場交易電價難以及時反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。

與此同時，煤炭市場化程度遠遠高於電力行業。早在2013年，國家發改委即取消“計劃煤”與“市場煤”之間的價格雙軌制，決定煤炭價格的根本要素是市場供需關係。但是，電力市場、電力價格的改革相對滯後。在煤炭和電力市場的不同價格調節機制的作用下, 電力企業利潤空間隨煤價發生很大變動，從而給我國電力供應和能源安全帶來一定風險。

在新能源成爲新型電力系統的主體之前，電力系統的穩定運行仍需要煤電承擔兜底保供、系統調節、應急備用等多重作用。電價市場化機制的實施維繫煤電產業生存發展，關乎能源電力系統穩定運行。

電價市場機制之所以尚未建立，領航智庫研究認爲主要基於如下兩個原因。

（1）電力價格管理方式複雜，“雙軌制”管理存在慣性。由於電力價格與我國社會發展和民生息息相關,電力價格受政策調控影響加大。我國電價雙軌制模式存在慣性，居民、工商業之間的交叉補貼由來已久，決定了電力價格無法完全市場化，無法完全跟隨煤炭價格波動。

隨着電力市場改革的推進，我國將形成發電側、售電側“多買多賣”的電力市場格局，政府對電力市場的直接幹預計將進一步縮小，市場監管的框架也將更加明晰。

（2）電價“降易漲難”，發電企業單邊讓利扭曲價格形成機制。從過往電價調整的歷程分析，存在降價容易、漲價難的現象。在能源供應寬鬆的背景下，發電企業在電力市場交易中單邊讓利，未將上遊燃料成本變化有效傳導至用戶側，火電企業消化了煤炭價格上漲的成本壓力。未來，隨着市場機制的完善，電價持續波動將成爲常態。

當然，電價機制市場化不是電價下降，也不等於電價全面上漲。電價市場化機制本質是一種價格傳導機制，將發電側成本的變化傳導至消費側，使電力作爲商品隨行就市，能漲能跌。

從國際電力市場改革的進程看，歐美等發達國家均將電價形成機制推向市場，充分反映市場供需和成本變化。

雙碳戰略下，電價機制比電價管理本身更重要

基於解決煤電之間矛盾，保障能源電力安全穩定的戰略需求，亟需完善電力市場和電力價格形成機制，由市場供需形成電力價格。

2015年以來，我國啓動新一輪電力體制改革，改革推進的路徑是在“管住中間、放開兩頭”的體制架構下，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。

在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，着力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。

在市場經濟建設和電力體制改革的戰略部署下，近年來我國加快建設全國統一電力市場體系。主要表現爲：（1）全國電力市場化改革進程不斷加快，2021年全國市場化交易電量約3萬億千瓦時，同比增長15.7%，佔全社會用電量的40%以上；（2）電價機制不斷市場化，煤電、新能源發電上參與市場交易的電價由供需雙方通過協商、市場競價等方式自主確定。

伴隨電力市場改革深入，預計電力中長期交易和電力現貨市場交易規模將不斷擴大。作爲交易主體之一，如果發電企業電力價格不能及時有效反映燃煤成本變化，則無法發揮電價供需調節的作用，電力市場建設也將徒有其表。

從價格傳導機制看，煤電市場化聯動是電價形成機制的核心。

我國自2004年啓動煤電聯動政策，至2015年年底，煤電標杆電價共進行11次調整，8次因煤電聯動而調整。其中，6爲次上調電價、2次下調電價。2015年12月31日，國家發改委完善煤電價格聯動機制，並將決定權下放至地方政府。

2019年9月26日，國務院常務會議決定從2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，將現行標杆上網電價機制改爲“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。

從政策的本意看，取消煤電價格聯動機制，不是否定發電成本傳導機制，而是取消對煤電聯動週期、聯動幅度的行政幹預，促進煤、電價格市場化聯動，推動上下遊協調高質量發展。

2021年10月，國家發改委進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，決定有序放開全部燃煤發電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動範圍(均不超20%)，高耗能企業、電力現貨市場交易電價不受此限。此次改革對進一步深化電力市場改革具有裏程碑意義。但仍不可忽視的是，價格浮動機制本身並不是完全市場化，是模擬市場化機制的一種表現形式；逐步減少電價機制幹預，市場定價是化解能源產業鏈矛盾的“金鑰匙”。

此外，在“雙碳”戰略的實施中，電價市場機制具有舉足輕重的地位和作用。從減碳的視角看，電價市場化改革有利於提高工業生產與商業服務企業的節能意識，有效減少碳排放。尤其是可以抑制高耗能企業不合理電力消費，促進高耗能企業加大技術改造投入、提高能源利用效率，推動產業結構轉升級。

從固碳的視角看，CCS（碳捕獲、封存）/CCUS（碳捕獲、利用與封存)技術是實現固碳的兜底技術。目前，煤化工、石油化工、傳統煤電廠已有CCS適應性改造，但CO2捕集成本高，絕大多數碳捕集工程仍處於示範階段，成本高達300~400元/噸。對於煤電企業而言，低成本的固碳技術需要合理的電價機制做保障。