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《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》的发布，改变了我国电力市场“能跌不能涨”的状态，还原了市场本质与电力商品属性，为保障电力供应提供了坚实支撑。

10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），要求有序放开全部燃煤发电、全部工商业用电进入市场，扩大交易价格上下浮动比例，建立电网企业代理购电和保障居民农业用电价格稳定有关机制。在当前煤价高涨、“煤-电顶牛”矛盾突出时期，这一政策改变了我国电力市场“能跌不能涨”的状态，还原了市场本质与电力商品属性，为保障电力供应提供了坚实支撑。

煤电基准价上浮空间加大，

燃煤发电企业积极性提高

火电是最稳定可靠的电源之一，一直是我国电力供应的主力军，在电力保供中的地位和作用极为重要。近年来火电装机容量和发电量虽然占比有所下降，但仍然占据绝对主导地位。截至今年9月底，国家电网有限公司经营区域火电装机容量和发电量比重仍然高达57%和69%。

今年4月以来，由于煤炭供给不足、用能需求旺盛，“供需错配”导致煤炭价格快速上涨，燃煤发电成本突破历史高位。1～8月煤炭供给量同比增加4.4%，而全国煤炭消费量增加了11%。较大的煤炭供需缺口导致价格大幅上涨，1～8月煤炭长协和现货加权平均价格上涨约20%；9～10月煤炭价格大幅上涨，目前秦皇岛5500千卡动力煤现货价格每吨已突破2500元。燃煤发电企业“买不到煤”“买不起煤”矛盾凸显。

受电煤供应不足和煤价高企等因素影响，煤电企业发电意愿不足，保供压力巨大。9月末，国家电网有限公司经营区域全网缺煤停机、事故停机容量达1.04亿千瓦，出力受阻1.25亿千瓦，火电出力不足装机容量的65%，给电力安全稳定供应带来极大压力。

国家发改委于10月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》，其中关于工商业用户煤电价格可以上浮20%，其中高耗能企业可以突破20%的价格政策，对处于经营困境中的煤电企业可谓雪中送炭，有利于提高煤电企业发电的积极性。

按煤电基准价和2020年各地发电量结构计算，全国煤电综合基准价若全部按照“上浮20%”执行，约可覆盖吨标煤价格成本250元。若与今年燃煤实际发电综合上网电价相比，则可覆盖吨标煤价格成本320元。总体上可以覆盖1～8月的煤价综合涨幅，但远不能覆盖9～10月煤价的上涨幅度。

解决煤价上涨问题，一是要增加煤炭产能。国家矿山安监局10月20日表示，当前153处符合保供条件的煤矿，可增加产能约2.2亿吨/年。二是要依法对煤炭价格实施干预措施。国家发展改革委10月19日表示，将严厉打击散播虚假信息、价格串通、哄抬价格、囤积居奇等违法行为，切实维护市场秩序。预计随着这些措施的实施，煤价的上涨势头将得到遏制，在煤炭供需平衡时，价格将回落到正常水平。

价格信号

将引导用户优化用电行为

推动工商业用户进入市场，落实市场交易电价浮动政策，有利于促进用户节能降耗，缓解供需矛盾。

目前，我国约44%的工商业用电量已经通过市场形成价格，其余工商业用电还未进入市场，执行的是政府制定的目录电价。此次工商业用户全部进入市场，用户综合均价会出现一定幅度的上升，这样的电价调整，将大大刺激用户节约用电。特别是，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制，对降低企业能耗、化解电力供需矛盾则更为有利。

当前，我国GDP能耗与世界平均水平及发达国家的GDP能耗仍有较大差距，为世界平均水平的1.3倍、OECD国家的2.7倍。我国高耗能行业用电量约占工业用电量的40%，目前针对高耗能行业已执行了包括差别电价、惩罚性电价和阶梯电价等在内的环保电价机制，将高耗能企业推向市场并不限制电价上浮比例后，将进一步增加其用能成本，促进其通过技术升级、优化生产、加强管理等措施降低用电需求，缓解电力供需矛盾。

推动煤电、工商业用电全部进入市场，衔接分时电价政策，对保障电力供需平衡将发挥更为重要的作用。

一是有利于引导用户削峰填谷。从20世纪80年代开始，我国试行并推广峰谷分时电价制度，目前，对工商业用户普遍执行该政策。实践表明，峰谷分时电价政策是有效引导用户削峰填谷的重要举措。本次改革全部工商业用户进入市场，并要求做好与分时电价政策的有效衔接，将使工商业用户无论是直接参与市场交易，还是通过售电商或电网代理购电，都可感知分时电价信号，从而可以主动按照电力系统的负荷曲线合理安排用电——高峰少用、低谷多用，自觉为保障电力供需平衡做出贡献。特别是本次电价整体上浮，峰谷价差将在原来的基础上进一步扩大，对激励削峰填谷更为有效。

二是引导合理供给。煤电全部参与市场，在较大峰谷电价差的引导下，将极大地提高煤电参与高峰供电的积极性。

三是有利于促进用户侧储能发展，提高用户响应负荷调节的灵活性。当前工商业用户侧储能项目的充放电价差如果超过每千瓦时0.6元，项目将具有经济性。我国大部分地区峰谷价差都能满足储能项目的经济性要求。本次煤电价格调整，峰谷价差进一步扩大，更有利于激励社会资本投资用户侧储能，从而提高用户用电的灵活性，用户可通过动态响应电价信号，低价充电高价放电，既能降低用电成本、获得合理收益，也对保障电力供需平衡产生积极作用。

容量、辅助服务市场应加紧建设

将煤电全部推入市场，“加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制”，是引导电源投资、保障中长期电力供应充足的重要措施。

电力系统容量充裕性是电力可靠供电的重要保障，世界各国对此都极为重视。在一个完善的市场中，通过建立容量补偿机制，利用价格信号引导电源投资，是保障电力长期可靠供应的重要措施。我国在将煤电全部推向市场、且电量市场难以帮助煤电企业足额回收成本的情况下，建设容量市场是我国电力市场建设的迫切需要。电力容量市场建设，宜以省内试点起步，再在受端大区建立容量市场，最后向全国统一市场过渡。

首先，试点式推进省级容量市场建设，由市场决定容量补偿价格，政府仅对容量需求设定边界，单位容量补偿价格由市场自然形成。由于外来电及本地可再生能源对煤电等发电容量资源形成的共同挤压矛盾更突出，因此受端省份可优先建立容量市场。省级容量市场通过拍卖形成价格信号，发现容量价值，引导发电投资，留足时间建设新的发电机组。然后，建立区域容量市场，该市场价格引导区域间发电容量互济，同时也避免省间电量交易价格受省级容量市场影响发生扭曲。最后，建立基本规则统一的全国容量市场，保证全国容量价格信号的一致性，促进更大范围容量资源优化，为全国电量市场交易奠定基础。

此外，完善辅助服务市场，释放辅助服务价格信号，也是保障发用侧资源长期充裕的重要举措。风电、光伏发电具有间歇性和波动性特征，可再生能源渗透率提升后，对系统辅助服务需求明显增加。

当前辅助服务市场规模小，辅助服务资源明显低于国外成熟市场， 2020年辅助服务总补偿金额仅占发电侧总电费的约1.5%，其中约4成还是调峰费用，而国外成熟市场一般该比率在5%左右，且不含调峰费用。因此，我们更需要加强辅助服务市场建设，利用辅助服务价格向市场主体充分反映辅助服务价值，通过价格信号激励各类主体对辅助服务相关设施的投资意愿，提升发电厂、储能设施、虚拟电厂、聚合商等发用侧各类资源参与的积极性，保障辅助服务资源长期充裕，确保系统安全稳定运行。（作者供职于国网能源研究院有限公司）

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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