2021年电改“里程碑”回顾：对全国统一电力市场体系建设的再认识

市场一定是向着“效率寻优”的方向发展，改革的初衷就是提高市场在资源配置中的决定性作用。短期来看，今年四季度的一系列政策出台，目的并不是涨电价——更深层次的含义，是其作为维护国民经济良性运转和能源安全有效统一的辅助工具。

长期来看，虽然建设新型电力系统可能会提高整体的系统成本，用户也可能会感受到小幅价格上涨，但与之对应的，是GDP的持续稳定增长和整体经济发展水平的再上新高。

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对全国统一电力市场体系建设的再认识

11月24日，中央全面深化改革委员会召开第二十二次会议，审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，强调“要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场……有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。”

从2015年我国推行新一轮电力体制改革以来，电力市场建设取得了一定的积极成效，但在改革的推进过程中，仍有几个问题亟待重新审视。

一是政府和市场的关系。从第一轮电力体制改革开始，无论是政策迭代、市场成熟，都是我国社会主义市场经济不断自我革新的过程。中央深改委第二十二次会议专门强调，“要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作”，“要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，科学指导电力规划和有效投资”，这是有为政府需要重点推进的顶层设计工作。同时，在市场方面“推动形成多元竞争的电力市场格局”，强调多层次、多维度、多元化的市场体系，发挥有效市场的作用。

二是竞争与合作的问题。电力市场竞争不是无序竞争，是基于市场规则下的市场群体的优势竞争，主流是合作。维护市场的有效就是维护行业的利益，竞争绝不是行业内部竞争，更应该放眼上下游和整个经济业态，把竞争的主要对手扩大到上下游产业和全球经济实体。应建立基于上下游产业链的中长期交易合作机制，通过稳定的压舱石作用不断扩大市场规模，在现货市场展开成本、灵活、服务的有限范围竞争。

三是体制和机制的问题。“永远不要用战术的勤奋，掩盖战略的懒惰”，体制机制是制约市场主体竞争能力和激发市场活力的重要关键问题，没有一个好的顶层设计和体制机制，仅仅靠战术级努力，通过残酷的竞争占据细微空间实现市场扩大和企业效益增长，最终陷入行业内卷。“战略是为了创造尚未出现的机会，着眼于增量。战术是对眼前难题的解决，着眼于存量以及对存量的优化。”一旦市场和企业陷入必须通过纷繁的战术竞争才能实现战略目标，那么战略失败成为大概率事件。适合的体制机制是解决市场主体战略成功的唯一途径，通过完善制约市场、企业发展的体制机制，才能实现长远高质量增长。

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对2022年煤炭订货政策和

煤电价格矛盾的再思考

12月3日举行的全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。方案明确了签订煤炭中长期合同的意义，强调要接受政府指导和监督，即虽然是市场化机制形成合同，但仅仅是在一定范围内的自主协商，因此方案中最长的一条是第七条“签订工作要求”和第八条“履约监管要求”，从产运需全流程对2022年的煤炭中长期合同签订提出了各方面具体的保障措施。今年突出的煤电价格矛盾能否由该项史无前例的煤炭订货要求而在2022年实现化解，需要根据方案要求和市场变化认真思考。

一是对煤炭生产企业的销售范围和方式进行了规定。“征求意见稿方案”扩大了煤炭长协签订范围，覆盖所有核定产能30万吨/年及以上的煤炭生产企业，特别强调中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。

其中，除电热用煤企业外，还强调了支持冶金、建材、化工等其他行业参与，化肥行业作为重点行业也成为鼓励对象。过去化肥行业在用电、用煤、用气方面均有优惠，特别是煤改气和减少电价优惠后，化肥行业的成本大幅上升，因此作为化肥主要原料的煤炭价格直接影响化肥企业的成本收益。

产能和实际产量是对2022年煤炭价格影响最为重要的因素，如果发电供热企业按照要求，除进口煤量外全部签订中长期合同，这将对产煤、用煤企业均会产生较大不确定性，一旦市场煤炭价格跌出合理范围或涨出合理范围，将没有空间对成本收益进行调节;另一方面，用煤企业全部锁定煤炭量价后，煤炭市场有重回计划的可能，即定价、定量、定运。

二是煤炭价格浮动机制和煤电价格浮动机制有待协调统一。“征求意见稿方案”重新明确了5500大卡动力煤基准价并实行月度定价，在550-850元/吨合理区间内上下浮动。其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%;非下水煤基准价按700元扣除港杂费、运费之后的坑口费测算，具体浮动范围根据权威机构发布的4个价格指数综合确定。煤价浮动与电价浮动规则需要协调统一。

假设535元对应当时的煤电基准价，上调到700元/吨，需要上涨165元/吨，按照煤耗300克/千瓦时测算，电价应上浮6.3分钱;如果合理区间内涨到850元，则电价应上浮12分钱。按照国家能源局最近一次公布的《2018年度全国电力价格情况监管通报》，煤机平均电价370.52元/兆瓦时，则700元/吨煤价对应电价上浮17%、850元/吨煤价对应上浮32.4%。那么与“1439号”文件规定的“上下浮动原则上均不超过20%”的原则存在冲突，只有开展电力现货地区或高耗能用户才不受上述规定约束，在实际执行过程中还需要细化规则，特别关注煤价下行阶段电价如何浮动。

三是对合同制定刚性进行严厉监管。过去中长期合同履约率不高既有产煤方不履约，也有用煤方不履约，以更大的市场煤量价作为履约与否的考量因素。2022年的方案规定了产运需三方在合同兑现方面的监管要求，强调了年度、季度履约率的要求，按照月度监管并纳入煤矿、电厂企业信用体系，但对于由于铁路运输环节造成的履约不足，仅仅用在全国煤炭交易中心平台交易进行处理，没有更强的监管措施。

总之，长期高煤价不利于电力、煤炭企业的长期稳定经营，高电价也更不利于整个经济的快速恢复和增长，因此合理范围的煤炭价格和电力价格可能出现于当前截然相反的态势，做好煤价、电价高位下行时期的各项预判更应引起重视。

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对深化燃煤发电上网电价政策的再审视

从2021年以来，全球能源供应出现了持续紧张，煤炭、石油、天然气价格创历史新高，全球多个国家电价上涨，我国也出现十分突出的能源消费和供给矛盾。国家发改委印发的《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)，明确有序放开全部燃煤发电上网电价，通过市场交易形成上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围。

这是在完善电力市场机制、建设全国统一电力市场进程中的重要政策，在主要改革完善煤电价格市场化形成机制的同时，对所有电源类型参与市场均有较大影响。

一是短期看有利于在一定程度上缓解当前煤电矛盾和限电现象。我国煤电矛盾形成较为复杂，绝不是电价能够完全解决的，但短期信号作用很明确。

二是有利于进一步协调政府和市场的关系。政策的实施，将有效推动发电侧、售电侧多买多卖的竞争市场形成完善，政府对市场的直接干预进一步缩小，监管内容更加明晰。

三是有利于构建以新能源为主体的新型电力系统。进一步放开各类电源发电计划，丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制，都将有利于合理引导各类电源投资建设，体现煤电在电力系统中的价值和发展绿色电源的价格信号引导。

但是要清醒的认识到，价格浮动机制是模拟市场化机制的一种表现形式，但浮动机制是一把双刃剑，市场定价才是电力市场的核心。

电力市场良性运行需要科学的价格形成机制，即由市场供需形成电力价格。这个产品价格体系既包括符合电力消费特点的时点价格曲线，也符合电力供应特征的时间价格曲线。同时，价格形成机制包括为了维持电力系统安全稳定运行而产生的系统成本，和降低电力生产、消费不确定性而购买充裕度保障，以及以电力产品为标的物的衍生避险工具。

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对我国市场化改革重点与难点的再甄别

多年来，由于能源供应宽松给用户带来了电力价格下行的惯性思维——由于过去批发侧市场单边让利，没有把上游燃料成本变化有效传递到用户侧，转变用户用电价格只降不升的传统思维是难点之一。

批发侧电力价格基于较低的煤炭、天然气价格形成市场让利竞争模式下，以火电为主要供给主体的电力生产以既定的固定成本和较低的变动成本成为整个社会用电需求的主要支撑和能源基石，以低价高碳的电力价格对下游产品形成能源补贴。相反，大幅波动上涨的一次能源价格对电力成本和用户电价的催涨必然会对社会经济、出口贸易带来影响，进一步传递到居民生活成本上来。

建立全国统一电力市场、进一步推动电价市场化对社会经济发展和电力行业带来重要影响。从机制设计层面看，各层次电力市场协同运行、融合发展需要统一规范的交易规则和技术标准，并需要得到市场的检验;完善电价传导机制既需要宏观调控有力有度，又需要市场有为有效，维护市场的平稳有序。发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，一切必须要从建立新能源为主体的新型电力系统本身出发，融合规划、融资、金融、税收、环保等方方面面政策支撑。具体到电力行业市场主体来看：

一是发电侧对电力价格的需求完全来源于成本驱动，大幅度波动的市场价格难以维持较为稳定的收益预期;

二是电网侧需要充分考虑交叉补贴的资金来源，电力价格较低时期交叉补贴矛盾较小，电力价格上升时期交叉补贴矛盾将会被放大;

三是售电公司风险会增加，固定差价为主要盈利的模式，在电力价格波动较大的情况下，不利于没有发电或负荷背景的售电公司稳定经营。同时，电网代购电模式初期还不成熟、信息披露有待完善，不恰当的价格信合可能会放缓市场规模的扩大，也不利于引导用户入市和规范售电市场的竞争;

四是低价电源分布不平衡，部分省区低价电源电量不足以覆盖居民、农业和公益性事业所需用电量，不足部分通过市场化采购，期间存在盈亏变化，或需要二次向用户分摊;

五是电价市场化尚不彻底，除煤电外，燃机、水电、新能源、核电尚未完全市场化，在同平台参与竞争的情况下，由于没有容量市场或容量补偿机制，各类电源的竞争力差异较大;

六是大规模新能源并网的出力特性既影响省内现货交易价格也影响省间现货价格，造成高峰时段火电压减出力、低谷时段火电没出力份额的状态。

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对“双碳”时代中发电企业市场应对策略的再讨论

一是优化管理体制。当前发电企业的主要管理体系采用以安全生产为中心的生产运营模式，传统运营模式在计划体制下能够有效组织生产，满足电力需求。在进一步放开各类电源发电计划后，市场定价成为主流，原有的管理体制需要做出调整。

建议建立以财务管理为中心、市场营销为经营工作龙头的运营管理体制。通过建立电力市场大区事业部，或组建区域扁平化管理体制，打通生产、运营、财务和电力、煤炭市场的关系。生产运营全过程管理思路由市场竞争获得的份额决定。

企业价值创造取决于机组固定成本水平、可变成本管理能力、机组的灵活性和风险承受能力。因此，发电企业的管理体制必须要主动适应市场的需要，从机构设置、人员配备、业务流程、风险防控、信息化平台方面向市场转型，发电、售电和平台服务形成连贯的精益化管理体系，对外向需求驱动转型，对内向质量效益转型，核心是向创新驱动转型，形成外部竞争在内部管理中的投射，实现管理体制的优化完善。

二是建立市场战略。市场战略是立足企业长期远景目标下的路径选择，围绕“双碳”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，立足国家能源“十四五”规划，研究建立大营销战略具有重要意义。

提升市场竞争能力，确定以市场占有率将为主的核心指标，在加快抢占水风光等新能源资源的前提下，以电网网架结构规划、特高压送电配套和潮流分布等为考虑因素，依托新能源基地，布局调峰机组、抽蓄电站等，把高质量发展的布局优势作为市场优势的先天条件，一切运营优化和竞争管理均可在此基础上进一步开展。同时，建立区域一体化营销体系，通过市场化运营分类开展差异化竞争，让每一个电源项目都能够在市场中找到自己的位置。

三是加强营销策略。坚持市场导向，强化要素管控，加强市场的研判和策略执行。煤电价格矛盾是在特定历史环境中形成发展，需要长期关注——既要关注煤价上行，更要防范煤价下行期间的电价风险，切勿把临时调控当做常态政策。把中长期合同签订好、现货市场研究透、省间交易筹划好，重点推动市场的堵塞点逐步疏通。电力市场是一个有机整体，无论是中长期市场、现货市场还是辅助服务市场都应该协调统一。当前市场不成熟时期也是市场主体成熟的时期，研究市场各阶段衔接过程中存在的问题，有利于当期效益提升，也有助于市场的完善。

与此同时，还应聚焦绿色竞争问题。清洁能源的消费比例对传统发电、输电行业的影响较大，发电间歇性波动和市场配套措施增加的电力系统成本如何进行疏导将是构建新型电力系统的重要课题。

最后，要聚焦行业发展。发输配售组成电力行业各个环节，任何一个薄弱环节都不利于整个行业的高质量发展，当前各类政策接踵出台，交易规则不断完善，省间现货交易逐步扩大，需要研究好政府和市场的关系、短期和长期的关系、战略与战术的关系，提升电力行业在国民经济中的价值创造能力，在合作竞争中实现共赢。