社论丨完善电价市场化机制，进一步理顺“煤电”关系

△来源：南财音频

日前，国家发展改革委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，部署进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革工作。这次改革是电力市场化改革迈出的重要一步，通过建立“能跌能涨”的市场化电价机制，进一步理顺“煤电”关系，保障电力安全稳定供应。

近期国内煤炭大幅涨价、电力供需持续偏紧，一些地方出现限电限产，影响了正常的生产生活秩序。2019年，国家发改委曾出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，从2020年1月开始将实施多年煤电联动改为“基准价+上下浮动（上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%）”的市场化电价机制。但是，今年以来，煤炭价格涨幅过大，该机制无法让发电企业消化煤炭成本，造成电力供应短缺。

借助当前特殊的市场环境，本次改革在推进市场化方面迈出一大步，首先是有序放开全部燃煤发电电量上网电价，原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；其次，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。与此同时，推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，但保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。

电价市场化改革有利于提高工业生产与商业服务企业的节能意识，有效减少碳排放，尤其是针对高耗能企业用电电价不做限制可以充分传导发电成本上升压力，抑制不合理的电力消费，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级。

但是，这项改革仍然没有解决煤电之间的问题，虽然电力价格实现市场化，但煤炭供给仍然受到数量控制。煤电之间的矛盾长期存在，最初形成“计划煤”（长协煤）与“市场煤”之间的价格双轨制，但长协煤价格通常远低于市场价，造成煤炭生产企业供应长协煤的积极性不高，要求发电企业提高市场煤比例才会积极供货，否则会通过减少长协煤合同供应量维护自身利益。由于国内大型煤炭生产企业和发电企业基本都是国有企业，双方相互违约并不会上升到合同纠纷。

为化解煤电“顶牛”现象，近几年政府推行“煤电联营”的运营模式，即发电企业与煤炭企业通过战略合作、相互持股、资产融合等方式，将外部的煤、电矛盾内部化，实现产业链上下游两个行业利润平滑波动，缓解煤电矛盾。但是，煤电联营也会形成某种垄断效应，因为煤电联营企业会比没有联营的火电厂更具成本优势，在电力供大于求的环境里会以低价竞争抢占市场。与此同时，在大规模“煤电联营”背景下，“煤电联动”机制会造成煤电合谋推动煤价上涨，然后通过电价上涨传到给市场，这或许是去年取消煤电联动机制的原因之一。

当前的改革推动了燃煤发电上网电价市场化，但在煤炭供给方面仍未市场化，依然是价格双轨制与核定产能控制，这会鼓励煤电联营企业更容易推动价格上涨与价格传导，获得更多利益。当国有企业大规模煤电联营后，国有煤电联营模式很可能垄断火电供应，而且它们可能会借助垄断地位以及现有的联营、联动机制，进一步强化自身利益，尤其是在推进碳达峰、碳中和的大背景下，相关化石能源的减量替代趋势为它们创造了一个“政治正确”的环境，可以长期保持某种供需紧张的状态，获取更高收益。

因此，电力改革的市场化改革必须考虑系统性，局部的市场化可能产生整体与系统的结构性扭曲以及垄断、寻租等问题。目前燃煤发电、煤炭、电网等行业由国企主导，尤其是央企的影响力巨大，他们之间的利益博弈必须有更权威的部门监管，并从整体上部署顶层改革设计，不能允许其反客为主。多年以来的煤电矛盾以及存在垄断可能的煤电联营模式表明，改革尚待完善，在划时代的能源结构调整背景下，改革的意义更加重要。