煤电电价改革仍有较大空间（聚焦煤电转型增效系列报道七之）

■ 本报记者 赵紫原 《 中国能源报 》（ 2021年02月22日   第 12 版）

“基准价+上下浮动”新机制下，由于基准价是按现行煤电标杆上网电价确定的，也就继承了2017年以来电煤价格高涨而标杆电价应调未调的影响，导致现行基准价不能完全反映真实的煤电发电成本。新机制还人为划分了参与“市场交易”部分和执行新机制的“类市场交易”，割裂了除优先发电计划外的电量类别，影响通过市场交易形成的价格信号的准确性。

“目前，我国已初步建成具有中国特色的电价体系和监管制度框架,为电力行业健康发展和电力市场建设完善提供了有力支撑。但是，通过电力企业经营发展和电力市场建设实践可以看到，目前电价管理中仍存在体制机制顶层设计有待加强等问题。”中电联近日发布的《当前电价政策机制相关问题》（以下简称《报告》）指出了当前电价机制中存在的问题。

针对煤电电价机制，《报告》指出，燃煤机组上网电价政策仍需完善，受政策影响，近年来煤电行业总体经营困难，且可再生能源富集地区煤电企业生存面临严峻考验。对此，业内人士建议，需设计备用容量补偿机制，并逐步向市场化电价过渡，助力能源转型提速。

电价调整不到位

煤电联动不及时

国家发改委于2019年发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《意见》），燃煤标杆上网电价机制正式退出历史舞台，改为“基准价+上下浮动”新机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

《报告》指出，“基准价+上下浮动”机制不能完全反映真实的电价成本。“新机制下，由于基准价是按现行煤电标杆上网电价确定的，也就继承了2017年以来电煤价格高涨而标杆电价应调未调的影响，导致现行基准价不能完全反映真实的发电成本。”

中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室近日发布的《CECI指数分析周报》（2021.1.7-2021.1.15）显示，坑口煤价继续40-70元/吨的较大涨幅，其中CECI曹妃甸指数（日）和CECI沿海指数（周）现货成交价连续6周创三年来最高。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示，目前“基准价”替代旧机制下的煤电上网标杆电价，按旧机制，标杆电价应在一定周期或煤价大幅波动情况下进行调整，但2017年后煤价发生了较大变化，但煤电标杆电价并未调整。

煤价高企，电价却未联动。《报告》显示，煤电联动机制自建立以来，始终存在煤电联动不及时、电价调整不到位的问题，导致煤电企业合理收益难以保证。

“新机制人为规定的上下浮比例是否合理有待商榷，尤其《意见》规定2020年电价只能下浮、不能上浮的政策，加剧了真实发电成本与实际价格的矛盾。”陈曦说。对此，中国价格协会能源和供水专委会秘书长侯守礼解释，《意见》之所以规定2020年电价不能上浮，旨在稳定市场，避免价格大幅上涨造成市场紊乱。“2021年如何变动，既取决于基准电价是否调整，也取决于上下浮动的幅度。”

可再生能源越富集

煤电生存环境愈严峻

煤电电价机制的另一尴尬之处在于，可再生能源装机大省，煤电“日子”普遍不好过。《报告》显示，可再生能源富集地区煤电企业生存面临严峻考验。

公开信息显示，四川煤电机组发电利用小时数自2016年以来逐年递减，省调煤电机组利用小时数在1800—2900小时之间持续低水平徘徊；云南煤电机组发电利用小时数从2009年的5348小时降至2016年的1264小时；甘肃省内可再生能源发电装机已占统调装机的60%，发电量占统调发电量的36.7%，煤电机组发电小时数多年维持在较低水平。

一位不愿具名的研究人员表示，利用小时数低不代表煤电企业日子难过，问题的症结在于，没有容量补偿机制。“未来新能源成为主力电源之后，煤电在其中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力。煤电如何实现容量回收，如何更好地支持新能源的发展，是个大问题。”

该研究人员表示：“目前我国电力总体相对过剩，容量机制似乎不那么迫切，但是拉长时间尺度来看，大部分机组得不到合理补偿，中长期市场一定是会出现问题。容量补偿机制需要提前规划，短期可以帮助发电企业收回固定投资、避免亏损，长远则是为能源转型兜底。”

对此，《报告》建议，合理疏导电煤价格波动，缓解煤电企业经营困难；对以可再生能源发电为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制，针对长期为可再生能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价，缓解火电企业严重的生存问题。

价格信号准确性低

供需情况难反映

长远来看，煤电电价机制市场化程度较低，难以形成准确的价格信号。《报告》显示，“基准价+上下浮动”新机制下，人为划分了参与“市场交易”部分和执行新机制的“类市场交易”，割裂了除优先发电计划外的电量类别，不利于通过市场交易形成价格的信号的准确性。

陈曦表示，价格应该是供需在市场上对商品价值和稀缺性的体现，现行煤电上网电价中，将优先发电量从商品需求中抽离出来，不能反映市场全部供需，不利于市场的价格发现。上述研究人员表示，即使在完全市场化的现货市场中，煤电价格信号也打了折扣，各类成本还是以煤电企业内部消化为主。

《报告》指出，电价改革中仍未全面树立市场定价理念。目录电价、标杆电价的概念根深蒂固，导致电力市场中目录电价、标杆电价的“身影”仍随处可见；电源项目建设的政策环境不稳定，项目管理中行政审批色彩依然浓厚，投资主体难以获取长期有效的价格信号。

对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，虽然煤电现行电价机制并不完善，但比此前“标杆电价+煤电联动”机制优化不少，向市场化迈进了一大步。“未来，仍需对燃煤发电价格机制进行市场化改革。”侯守礼认为，全部计划和全部市场化电价之间，必然会有一段时间的过渡，当前的煤电电价政策即处于过渡时期，仍需在实践中逐步完善。