完善煤电上网电价形成机制,加快推进电力市场化改革

来源 | 第一财经   作者 | 宋枫      

2021年10月12日 15:20  

本文1972字,约3分钟

面对新形势与发展阶段对电力系统提出的低碳转型和保障电力稳定供应等要求,国家发改委12日发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(下称《通知》)。燃煤发电上网电价机制的完善适应了新形势的变化,回应了新发展阶段的要求。

价格机制是市场机制的核心,完善的价格体系是市场实现资源优化配置的重要前提。自2015年新一轮的电力体制改革以来,我国电力行业的市场化建设取得了积极的成效,电力价格逐步从过去的政府定价向市场定价过渡。由市场化交易形成电价的电量占全社会用电量的比重从2016年的19%增加到了2020年的42%。但是,电力行业竞争性环节的市场化定价机制尚未完全形成,发电侧仍有30%的煤电和大部分的其他类别电源发电没有进入市场交易,用电侧超过一半以上的工商业用电量尚未进入市场。

近期,国内外宏观经济形势、对我国能源行业发展的要求与电力供需形势正在经历较大的变化。短期内,能源需求尤其是电力需求增加超预期,同时煤炭价格大幅上涨造成了煤电生产成本上升,但受限于电价浮动范围与市场可交易量的限制,成本无法完全向终端用户疏导,部分省份出现了电力供给不足、导致了限电限产的发生。中长期看,建设高质量的社会主义市场经济体系、实现“碳达峰、碳中和”的目标急需进一步深化电力市场化改革,完善竞争性环节电力价格市场化形成机制。

《通知》明确了四项改革措施:一是有序放开全部燃煤发电电量上网电价,通过市场交易形成上网电价。二是扩大市场交易电价上下浮动范围,将燃煤发电交易价格浮动范围上限扩大到20%。三是有序推动工商业用户全部进入电力市场,同步取消工商业目录销售电价。四是保持居民、农业用电价稳定,保持现行电价水平不变。

短期来看,《通知》有利于缓解燃煤机组经营困难,保障电力供应安全。2020年,我国燃煤发电占比仍占到65%左右,可以预计在“十四五”期间,煤电仍然是电力行业的“压舱石”和支撑能源结构调整和转型发展的“稳定器”。限制煤价上涨、强迫煤电企业保证生产都不是解决电力供需矛盾的有效办法。一刀切的限电限产带来的社会成本远远高于电价上涨带来的经济成本。电力市场化改革在“疏”不在“堵”,将电价上涨疏导到终端用户,缓解煤电企业成本压力、保障煤电供给的稳定有助于稳定我国电力供给稳定,从而保障我国产业链的稳定与经济持续向好发展。

中期来看,《通知》完善竞争性环节价格由市场形成的机制,有利于进一步深化电力市场化改革。市场决定的价格就会有波动,由于我国在过去几年里电力供给较为充足,因此市场化交易价格大多低于标杆电价。但是,与其他商品价格一样,电价也会有涨有跌,价格波动是市场发挥资源有效配置的必然要求,本质上反映的是电力资源的稀缺性。只有充分反映供需变化的价格信号,并将价格波动传导到终端用户,才能够起到合理引导企业的生产、消费和投资的作用。

《通知》扩大煤电市场价格波动范围、推动全部煤电企业和工商业用户进入市场,以价格信号引导发电侧和用电侧的资源配置,短期内能够激励企业提高生产经营效率,长期下激励企业积极实施节能技术改造,提高企业能效水平,并且在产业层面推动产业结构的绿色转型。

长期来看,《通知》对于引导构建新型电力系统也具有重要的支撑作用。与传统能源系统的高可控性不同,风、光等新能源具有间歇性、随机性与波动性。新能源为主体的电力供给结构意味着电力供需变化更加迅速和难以预测,对电力系统的服务需求更加多元化,灵活机动、深度调峰、快速启停的调节能力成为电力系统中越来越稀缺的资源,而对这些资源的挖掘和使用需要相应的价格形成机制与市场价格体系。

本次改革在发电侧放开全部的煤电进入市场,可以推动其他类别的电源进入市场;用电侧放开全部工商业用户,有利于更好地发掘需求侧相应系统需求的潜力,这些措施为建立包括电能量市场、辅助服务市场与备用容量市场等电力市场体系打下基础,支撑新型电力系统的建设。

此外,煤电价格短期的价格上涨对用电成本和通胀预期影响有限。一是由于有价格上限的限制,价格上涨幅度有限;二是根据2018投入产出表测算,电力成本在全社会生产成本中占比较小,电价上涨引起的企业成本增幅有限。同时改革过程中鼓励对中小微企业实行阶段性优惠,以减轻企业成本负担。而保障电力供给的稳定对于提升大宗商品生产能力、增加供给、降低价格具有正向积极作用。

最后,《通知》从保障民生的角度出发,按现行目录电价政策保障居民和农业用电的价格稳定,并且电量上优先由保障性低价电源供电。改革后,居民和农业的购用电方式和电价水平仍保持不变,用电量能够得到有效保障,保证基本民生电力需求。

(作者系中国人民大学应用经济学院能源经济系主任、教授)

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