“电煤”套上“紧箍咒” 煤、电市场实现了全方位监管！

4月29日，国家发展改革委发布消息称，近日，国家发展改革委会同国务院国资委、国家能源局组织召开煤炭中长期合同签订履约专题视频会，要求煤炭生产企业要严格按照不低于年度煤炭产量的80%签订中长期合同，严格落实煤炭中长期交易价格政策要求。与动力煤中长期交易价格合理区间相关的文件（国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 发改价格〔2022〕303号）已在今年2月发布，将于5月1日起正式实施。

（来源：微信公众号“鄂电价格”文：范先国）

4月28日，国务院关税税则委员会发布关于调整煤炭进口关税的公告称，自5月1日起对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。

5月1日同时落实上述两项重磅政策，”电煤“市场即将迎来重大变革。

一直以来，我们始终困惑于“市场煤，计划电”，在一级市场，“煤”飞常见，而在用户侧，电价稳如磐石，发电企业上游涨价成本得不到疏导，经营境况堪忧，严重影响了电力保供和民生用电安全。

令人欣慰的是，5月1日以后，这个矛盾有望得到化解。

”303号“文件，提出自2022年5月1日起，在坚持市场机制的基础上，明确煤炭价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行。既明确了煤炭价格合理区间，也明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导。

”303号“文件，相当于给“电煤”套上“紧箍咒”，煤、电市场实现了全方位有序监管。

笔者从三个维度分析国家对电煤市场全方位监管——溯源：给“电煤”套上“紧箍咒”，放开：“放开两头”发用两端有序市场化，监管：“管住中间”输配环节全方位加强监管。

一、溯源：给“电煤”套上“紧箍咒”

1.电价上浮20%，不解渴

2021年10月8日，国务院常务会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项措施，将市场交易电价浮动范围扩大为上下浮动均不超过20%（高耗能行业市场交易价格不受上浮20%的限制）。

2021年10月12日，国家发改委正式出台《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“1439号文”），进一步明确电力市场化改革内容。

”1439号“文件，目的是推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”的市场化电价机制，取消工商业目录电价，推动工商业用户全部入市，价格由市场形成。

本次电价政策的调整，是电价机制突破性的革命，标志着工商业用户执行多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道迈进。

但是，由于煤炭供需依然偏紧、价格上涨幅度依然超出预期，上游火电企业涨价幅度受到20%上限控制，对比高企的煤价，发电企业仍没有边际效益，长此下去，电力供应环节难以持续。

2.电煤长协价格套上“紧箍咒”

”303号“文件，进一步完善煤炭市场价格形成机制，分别针对秦皇岛港下水环节和重点调出区域出矿环节明确了煤炭价格合理区间（针对中长期交易价格）。当煤炭价格达到区间上限每吨770元时，燃煤发电企业在充分传导燃料成本、上网电价合理浮动后，能够保障正常发电运行。当煤炭价格触及区间下限每吨570元时，煤炭企业能够维持稳定生产。同时，留出了足够空间，使煤炭价格能充分反映市场供需变化，有利于充分发挥市场调节作用。

此次完善煤炭市场价格形成机制，是在”1439号“文件基础上进一步“追本溯源”，提出煤炭价格合理区间，实现了与燃煤发电“基准价+上下浮动不超过20%”电价区间的有效衔接，在合理区间内煤、电价格可以有效传导。

这样，煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现了“三价联动”，从根本上理顺了煤、电价格关系，有利于化解长期难以破解的“煤电顶牛”矛盾。

二、放开：“放开两头”，发用两端有序市场化

1.发电侧

2021年10月前，燃煤机组市场化电量占比约为70%左右，在”1439号“文印发后，全部燃煤发电量的上网电价都将由市场化交易形成。

风、光等新能源也参与市场化交易，湖北市场化电量占比约为20%，上网电价也按照一定规则（在燃煤基准价基础上上浮不超过10%）由市场形成。

2.用户侧

工商业目录销售电价已取消，用户全部进入电力市场，其购电主要有三种方式：

①直接参与电力市场交易：通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式直接与发电企业达成市场化购电协议，主要以用电量较大的工业用户为主；

②由售电公司代理参与电力市场交易：售电公司与用户签订售电协议，由售电公司代理用户参与电力市场交易，从发电企业处购电，售电公司根据双方约定收取一定的服务费；

现阶段，①、②两种方式均是在省级电力交易平台完成。

③电网企业代理购电：此前尚未进入电力市场的用户，在过渡期可由电网代理购电（不收取手续费）。

由于中小工商业用户户数多、用电量小，一次性将全部工商业用户纳入电力市场存在困难，目前引入电网企业代理购电机制进行过渡，确保不直接进入市场的用户有电可用。也就是说，对暂未直接进入电力市场购电的工商业用户由电网企业代理购电，代理购电价格也主要是通过交易市场（如月度集中竞价）方式形成。

从价格形成机制来看，电网企业代理用户电价与市场用户电价都是通过市场化交易的方式产生，其中差异主要体现在购电来源（煤电、新能源电、水电、跨区购电）不同并导致价格不同。

按照文件要求，优先发电电量的低价电源用于保障居民和农业用户，如有剩余，可作为电网企业代理工商业用户的部分电量来源，不足部分才通过市场化采购。

电源的差异决定了代理购电价格一般较直接交易市场化价格低。

4月29日，中共中央政治局会议要求，要稳住市场主体，对受疫情严重冲击的行业、中小微企业和个体工商户实施一揽子纾困帮扶政策。

疫情冲击对中小微企业和个体工商户影响较大，需要及时给予其一揽子助企纾困政策，解决不可抗力风险带来的经营压力。

从最近几个月湖北等省份来看，代理购电用户（主要是10kv及以下的中小微企业和个体工商户）价格较直接交易市场化电价低2-8分钱，目前来看，这种差异是合理的、非常必要的。

至此，“有序放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务以外的用电价格，逐步取消工商业目录电价”，国办函〔2020〕129号提出的目标，终于在2021年下半年全部实现。

三、监管：“管住中间”，输配环节全方位加强监管

1.输配电价和准许收入双重监管

2015年以来，按照中发9号文要求启动新一轮输配电价改革。国家先后出台并修订了“输配电定价成本监审办法”和“输配电价定价办法”，全国范围内基本建立独立输配电价体系。

输配电价机制逐步确立并彻底改变电网企业盈利模式——由赚取购销价差转向收取固定的输配电价。

改革前，用户的目录销售电价和发电的上网电价均由政府核定（“管住两头”），仅可通过计算最终销售电价和上网电价的差值得到输配环节的价格。这种方式下，销售电价或上网电价的变动就会影响到电网收入波动，如果销售电价固定，上网电价降低，电网公司盈利增加，相反盈利减少。电网公司经营实现的收入就是最终收入，不存在准许收入和经营收入的差异。

改革后，输配电价按照准许成本和合理收益核定。按照1439号文，电网企业的收入主要分为三部分：

①市场化用户输配电价收入：对于进入市场的工商业用户(包括直接参与电力市场交易和由售电公司代理参与电力市场交易)，电网企业基于输配电价收取电费；

②代理购电用户输配电价收入：对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价收取电费；

③居民农业用户购销价差收入：对于居民、农业、公益性事业单位等用户，由电网公司售电，这部分收取购售电价的价差。根据规定，这一部分价差也已经按照2018年成本监审确定的购销差价固化，实际购销价差超过或低于的部分均需要向全体工商业用户分摊或分享。其实，这也相当于核定了此类用户输配电价。

因此，无论上游发电企业上网电价上涨或下降，电网公司总是收取固定的输配电价，上游发电企业价格上涨或下降空间均直接传导至用户。

在一个监管周期内，如果电网公司由于售电量增长幅度超过预期、其他收入来源较多等等，导致经营收入超过监管准许收入，多余的部分将用来降低下一个监管周期的输配电价水平。

总体来看，落实中发9号文“管住中间、放开两头”要求，电网企业基于输配电价收费变成现实，电网公司盈利模式发生根本性变化——从用户环节来看仅收取过网费、从最终收入来看仅收取准许收入（含准许成本和准许收益）。

2.监管，规范了电网企业输配电价水平

2002年厂网分开以来，我国大范围推进农网升级改造和县公司上划，加快了电网建设，电网可靠性和供电服务能力显著提高，经济社会发展有目共睹，当然，输配电价也持续上涨。

2016年以来，新的监管方式实施后，按照“准许成本加合理收益”的监管机制，输配电价开始下降。

2018年、2019年，连续降低一般工商业电价，出台了包括临时性降低输配电价、降低增值税措施、降低电网企业固定资产平均折旧率等措施，输配电价进一步降低。

2020年，受新冠疫情影响，工商业电力用户统一按原到户电价水平的95%结算，基本由电网企业承担，输配电价进一步降低。

2021年，全国多个省份按照第二个监管周期有关成本监审结果和输配电价核价规则，进一步降低工商业电价水平。其中：湖北省2021-2022年大工业目录电价和输配电价同步下降0.5厘/千瓦时、基本电费下调约10%。

初步统计，2015-2021年，湖北省电网环节输配电价平均水平累计降低约4分/kWh，降了1/6。

输配电价改革红利逐年释放，政府监管得到有效落实。

结语

湖北“缺煤、少油、乏气”，省内燃煤发电企业所用资源几乎全部依赖外省供给，导致煤电上网基准电价长期维持在较高水平（0.4161元/千瓦时，全国排第5），一定程度上推高了我省经济社会发展的用能成本。

《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确限制煤炭中长期交易价格在合理区间波动，相较于现阶段，燃煤火力发电企业燃料成本必将大幅度下降，对湖北全省3400万千瓦的煤电机组无疑是最大利好，对湖北经济社会发展无疑是最大利好！！！

电力，作为经济社会发展的“基本盘”，在有效市场、有为政府的主导下，必将呈现无限生机和活力，助力经济社会高效持续发展！