电价从“联动”走向“浮动” 电力市场化再下一城

在受到一连串燃煤电厂破产清算的“噩耗”密集打击后，进退维谷的煤电行业似乎并没有迎来久旱之后的“甘露”。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：陈敏曦）

9月26日，国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制。至此，从2002年厂网分开后沿用至今的以标杆电价确定同省区煤电机组上网电价的方式，以及实施15之久的煤电价格联动机制即将正式退出历史舞台。

在正式文件印发前，由国务院总理亲自作出的“官宣”，再次彰显了国家以市场化价格机制协调电煤与煤电、电价与上下游价格市场传导途径，实现实体经济与能源经济协同发展的紧迫性与意志力；而在产能过剩“遭遇”市场化改革的关键时期，本已“负重前行”的煤电行业是否还有承压空间？站在转型十字路口的煤电企业又该如何自主命运？

一时间，悲观情绪弥漫于整个行业。

有观点从宏观经济和市场环境推测,在目前以降低用能成本为导向的改革进程中，取消燃煤标杆电价必然是对煤电行业中长期的利空，但从长远来看，成本低、位置相对较好的发电企业则可以通过“直购电”形成相对利好，但这些都取决于供需关系，行业必然面临洗牌。

也有观点立足改革进程判断，改革的目的是希望以市场的“手”解决问题，而当改革措施无法达到助推实体经济发展的目标时，只好借用“看得见的手”。短期内制造业的用能成本还将继续保持下降，以提升我国制造业的市场竞争优势，但从长远看，绿色能源发展的成本、煤电的社会成本都会形成对电价利润空间的挤压，这对于煤电、煤炭产业都会形成利空。

眼下，应对和化解产能过剩已成为重要的政策追求。在供大于求的市场环境中，各电源间形成的替代竞争关系，特别是清洁能源对煤电的替代，证明市场化是促进绿色能源发展并同时实现电价下降的有效手段之一。

在新一轮电力体制改革的深入推进中，我国的电力系统已经实现从严格计划下的平衡向市场化的方式转型，2018年中，我国市场化电量占比已超过3成；各类型的发电机组通常选择以低于标杆电价的价格争夺有限空间内的市场电量。

显然，通过进一步扩大市场规模，以市场顺价替代行政降价，已成为现阶段改革的必然与诉求。而如何在“去产能”的前提下，通过释放有效投资信号抑制不合理装机扩张，以经济性和市场手段倒逼能源转型，则成为谈论煤电走向的重要前提。

“取消燃煤标杆电价，打破了‘一机一价’形成省内均值电价的历史陈规，形成煤炭价格与上网电价，销售电价与用电产品定价的联动与传导机制，是进一步扩大市场,并由市场顺价或者逆序传导电价的过渡性有效手段。而其背后的意义在于，现阶段暂时没有进入大用户直接交易的一般工商业企业，可以通过电网批发、当地政府引导的方式，同享电力相对过剩阶段的用电红利；从较长一段时间或全局角度看，文件的用意之一，是着力于打破跨区、跨省送电的价格壁垒，形成不同电源在输电通道允许条件下各地区间的又一次电力、电量的平衡与成本博弈。”中电联行业发展与环境资源部副主任（正职级）薛静在接受本刊专访时表示：“无论从短期还是中长期来看，对于煤电行业而言，地区之间、不同电压之间、不同用户之间的煤电价格必然在重新平衡中不断被挤出本属于电力企业的利润，形成总体利空的波动过程。”

从保价保量、到保价不保量，再到量价全部交由市场，显然，在能源转型与经济转轨的关键时期，市场化改革并没有留给煤电行业过多的回旋余地。在意义重大的能源转型和迫在眉睫的供给侧改革背景下，无论改革冲击如何汹涌，于煤电而言，在既定的转型路线和紧凑的日程安排中，如何基于市场、基于政策走好眼下的路，或许将是比憧憬“诗与远方”更务实的选择。

从“联动”走向“浮动”，市场化再下一城

“选择在当下取消燃煤标杆电价，有两个政策引导的背景值得注意，一方面，是希望通过继续完善煤电联动机制，形成有效的市场化价格联动和传导，缓解煤电矛盾；另一方面则是希望通过进一步扩大市场规模，以市场手段进一步降低企业用能成本，特别是对于之前没有进入市场的用户。”薛静说。

时下，随着电力市场化改革的不断深入，燃煤标杆电价的适用范围不断收缩。从交易范围来看，2018年，全社会用电量中扣除不进市场的发电厂用电、输配电线损电，以及自备电厂不上大电网的电量，全国电力交易电量比重达到37.1%；其中11家大型发电集团（装机占全国比重大致70%以上）的煤电参与市场交易电量10459亿千瓦时，市场化率达到42.8%；2019年1-6月，这些大型发电集团煤电发电量市场化率同比提高9个百分点，达到49.7%，煤电市场化电量在11家大型发电集团全部市场化电量比重已经达到78.9%。

从2019年第二季度交易结算价格来看，11家大型发电集团平均煤电上网电价已降至0.3383 元/千瓦时，显著低于 0.38 元/千瓦时的全国平均燃煤标杆电价，各类电源市场交易价格相对平均上网电价均有6~18%的降幅。

显然，按照经营期定价，并以省或地区平均成本作为统一定价的标准，已难以解决电、煤矛盾，难以实现“优胜劣汰”的市场化煤电去产能和中长期投资激励。

“取消燃煤标杆电价，是从发电侧理顺电价机制，随之带来的是除民生范畴以外目录电价的自动消亡。这也就意味着，最终的销售电价是上网电价和输配电价的叠加，随行就市。”薛静说，“这样一方面进一步打开了省内市场，裹挟着之前没有进入市场的用户，由电网公司打包，或者由其他负荷集成机构通过市场化交易降低用能成本；另一方面，省和省之间的固化价格壁垒将转化为市场供需、资源余缺、投资运行成本和通道价格的竞争与不断协调的过程，促进电力在不同地区之间的优化流动和消纳，实际上产生的效果是对市场形成再一次的正面冲击。”

取消燃煤标杆电价并非没有预兆。在今年6月份国家发展改革委发布的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中，明确鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以“灵活可浮动”的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。

目前，我国居民、农业和重要公共事业及服务用电量占比全社会用电量2成左右，扣除掉系统中5%左右的厂用电率、6%左右的电网输送损耗以及10%左右的自备电厂电量，也就意味着，理论上未来可参与“准市场”交易的电量比重将超过全社会用电量的5成，预计将有数千万计的用户被发放市场“入场券”。

按照理想的政策实施进程，随着燃煤标杆电价的取消，位于市场化范围相对较小的中东部省份一般工商业用户，将会更为明显地感知到降价“红利”，电价“让利”的范围也将逐渐由大用户扩围至中小型用户，降低用能成本的方式也将由行政措施转交由市场撬动。

“随着市场化的手段越来越明显，以市场降低用能成本的效果会逐步显现，‘只降不升’将仅仅是应对经济环境的过渡性措施。”薛静说，“按道理来说，用电价格是由供需关系决定，进而向社会与企业释放电源投资的时机与地点的经济性判断信号。2020年‘不上浮’的目的也是为了顺导，为了政策的有效落地。目前部分地区电力供需已经开始从平衡向偏紧转化，同时在跨区交易中，也出现了部分时段落地价格高于燃煤标杆上网电价的情况；但是是否允许涨价，是否允许更多的省间电量交易，还要看各地政府的胸怀了。”

事实上，在历史形成的省为实体的电力供需平衡制度基础上，各省政府拥有本省电力系统的运行、规划以及大部分价格管理权限。省级交易平台主要满足省内用户用电竞价需求，供电主要由当地省份电厂承担。而现行的省级交易规则并没有过多考虑跨省区市场衔接的需要，也没有布局与其他省内市场的配合。

从实际交易情况来看，目前全国大致有18%左右的市场交易电量来源于省区外，这部分省区外电量能够参与当地交易并落地的前提，一般是通过中长期、短期和现货交易，以低于、或持平于当地煤电标杆电价方式实现。其中煤电标杆电价相当于是对外省区电量进入当地的“拦水坝”，如果外省区电量在输电通道允许情况下，多头加价后仍低于这个“拦水坝”才能进入当地市场消纳。

与此同时，由于网侧输配成本的核定机制并不随短期内市场情况而变化，远距离输电的成本往往会掩盖掉送电地区发电侧上网电价的“红利”，在同质化的电力产品面前，省内电量自然而然成为首选。由此看来，一方面，省区外电量电价与当地固化的销售电价之差，无形之中形成了对西部发电企业利润的挤占；另一方面，未达到额定输送能力的跨区输电通道也与能源资源优化配置和东部地区支持西部地区发展的国家策略背道而驰。

“取消不同省份间具有高低差异的标杆电价，相当于把煤电的‘坝’拆掉，后续的‘水’能否自由流动，就取决于‘水’的势能，而不是‘坝’的高低。”薛静说，“拿掉了各省间的价格壁垒，能够通过市场化价格传导理顺跨区跨省送电价格形成机制，这样一方面会促进具有资源优势的煤电、水电等大型能源基地电量的消纳，同时，在省内、省间参照供需关系，会在更大的区域范围内重新形成一次电量与电力的平衡和博弈。”

薛静预测，未来，在电力市场的环境下，一旦供需关系偏紧，现货市场会首先作出反应，当价格上升的信号出现，在通道畅通的情况下，电量自然会从过剩的地区向紧缺的地区流动，而资本金和信息流则会向价格上升处涌动。而困扰已久的地区间资源、需求不平衡问题，究竟是通过新建机组，还是跨区送电，抑或是通过储能和辅助服务来解决，也有了明确的投资信号作引导。

可以预见的是，取消燃煤标杆电价，电厂的利用小时数会与煤炭价格的关系更加密切，进一步加剧电厂盈利的两极分化。对于资源优势较好的电厂以及长协销售量占比较高的企业而言，可以通过提高发电量弥补电价下调的缺口，而成本较高的电厂则很有可能会面临发电小时数和电价的双降。从长期来看，煤电落后产能的出清速度会进一步加快，相当一批竞争力不足的煤电企业将会被整合或出局，煤电产能会进一步集中。

在发电侧，特别是煤电行业领衔的降价“大戏”中，无论是市场与行政的共力，还是历史与现实的合谋，或多或少，都可以归结为市场化改革与产能过剩导致的偶然重合与必然结果。“新政策的出台，会促使整个产业格局产生颠覆性的变化，但由于传导机制涉及多重利益主体，走向良性发展的过程会艰难且漫长，还很有可能会先出现一段时间的无序，但可以肯定的是，煤电规模的缩减不可避免，煤电行业的转型已成定局。”薛静说。

既是存量与增量的调整，也是清洁煤电充分利用的过程

继2019年6月大唐国际连城发电有限公司破产清算的消息爆出后，燃煤电厂“歇业谢客”的消息如多米诺骨牌，从新能源富集的西部地区，一直推倒至煤电占比更多的中东部地区，所属企业从“四大国有”蔓延至“四小豪门”。

显然，这样的事实已经不能简单用“特定地点的历史个案”来解释。

从厂网分开后“跑马圈地”导致的装机爆发式增长，到2015年全国燃煤机组平均利用小时数跌至1978年最低，我国电源建设既经历了“摸着石头过河”后的无序，也困守于经济周期波动与投资滞后性带来的“时松时紧”。在经济转轨和能源转型阶段频现的装机产能过剩，如“紧箍咒”一般，套牢整个煤电行业，也紧锁着每一个煤电企业的盈亏线。

眼下，积重难返的严重性已经关乎到煤电的“生死存亡”。

有专家建议，从发电利用小时数来看，应抑制不合理煤电建设，防止产能扩张导致装机过剩继续恶化；也有舆论不同程度地将新能源利用率偏低的问题归结为煤电发电量的占比过高，认为在供大于求的环境下，负荷蛋糕就这么大，电源间的竞争替代导致了新能源往往处于被动。

事实上，经过几轮“去产能”和“上大压小”的政策调整，我国东部地区大部分30万千瓦以下的机组已经退役，由于煤电发电量比重的持续腾退，为新能源释放了充足的市场空间。2018年全年发电量增量部分中，新能源贡献率已超过22%。煤电在电力系统中除一如既往地承担着电力安全稳定供应、集中供热等重要基础性作用外，还兼具保障新能源发电的应急调峰和灵活性电源作用。

“经常有人问我，‘十四五’期间煤电装机要不要增长，我的答案是肯定要增长。”薛静说，“目前我国的经济发展增速已经从高速转向中高速发展，这样的变化，也给了我们时间和空间去谈论能源转型。但是，我国的稳增长和调结构是同步进行的，这就注定我国能源转型的进程要比别的国家艰难。在这期间，我们既要看到城镇化建设和制造业发展对于基础负荷的需求，也要优化考虑能源在安全、经济和绿色间的平衡关系。因此，以清洁煤电的利用为路径，就是我国能源转型这个大战役实施阶段的主旋律，这是‘十四五’期间我们必须要清楚认识到的。”

相关数据显示，目前我国煤电装机、发电量占比分别占到总装机、发电量的55%和65%；而业内给予的期望，则是在2030年，将煤电装机总量控制在13亿千瓦以内，装机和发电量分别调整至60%和50%。根据预测，“十四五”期间全社会用电量增长率为4~5%；随着“煤电的发电量先于煤电装机达峰”逐渐形成高度认同，在能源转型实施阶段，通过煤电的清洁利用，实现电源结构优化调整的战略基调已逐步清晰。

毋庸置疑的是，煤电所释放的空间最终会被清洁能源所替代，这也就意味着，更多的煤电机组将通过技术改造，充当起系统的“保险公司”。而此时，如何通过市场化手段给予煤电企业合理利润，已成为对冲煤电利空风险的重要因素。

从实际市场建设阶段来看，目前现行的标杆电价部分考虑了煤电机组承担义务调峰的成本，随着新能源渗透率的逐步走高，大量煤电机组需要继续承担50%~70%的深度调峰，这部分改造成本需要通过市场电量竞价回收。目前我国的电价形成机制未能准确反映出资源的稀缺程度，或多或少造成了“十三五”期间调峰改造不及预期的现状。在容量电价、尖峰电价、辅助服务市场等机制缺失的情况下，仅以电量电价作为发电企业唯一的盈利渠道，导致了众多煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，所面临的系统风险不断加大。

“目前系统的调节能力还不足以匹配新能源装机增长的速度，‘十四五’期间还会有大量的调峰机组进入市场。促成原本就亏损的发电企业继续投入改造，就取决于是否能从市场中获得效益，更取决于市场的发育程度。因此，应该从顶层设计上将电量和电力的价值区分，并给予合理的价值标准，通过顶层设计释放更多市场机会，以市场激励释放更多的灵活性资源，引导煤电企业加速转型。”薛静说。

以广东省为例，从该省的电源结构来看，气电、煤电，以及西电东送的水电占据较大比重，而气电由于经济性不具优势，在控煤的环境硬约束下，需要大量的水电稳定电价，并由煤电参与调峰。从2018年的电量结构来看，由于“西电东送”中水电来水的不确定性，导致去年全年煤电较同期增发了20%，而在今年一季度又同比下降了20%。

“像这样矛盾较为突出的省份，先期可以通过一定的利用小时数保障煤电企业的生存，继而通过现货市场发现价格，或者以容量备用方式，探索容量电价形成机制，通过试点经验带动全国容量市场的建设。”薛静建议，“现在我国煤电的发展处于两难境地，化解这样的困境关键在于尺度的把握，需要统筹煤电去产能、电力供需平衡及市场化改革同时稳步进行。因此，煤电产能的疏导需要在调节性电源上多下功夫，要以有效的市场机制系统推进。在云南、广东等电源结构矛盾较为突出，且市场建设充分并活跃的省份，也许可以尽快探索出一条行之有效的道路。”

从单机容量10万千瓦的高煤耗、低效率、污染重的小机组，到世界首台超超临界百万千瓦空冷机组的投运，我国用了40年的时间完成了发达国家百年的煤电“进化史”。无论是资源禀赋的自然选择，还是经济发展的必然规律，煤电发展的合理性是不容忽视的，其对于我国经济、社会发展的贡献也是不可磨灭的。

随着我国跻身于世界第二大经济体，电力行业在保护生态环境和履行大国承诺方面的突出作用，或多或少都取决于电力结构优化和煤电的增效减排。在能源领域从安全、经济、绿色的锐角三角形向等边三角形转化的过程中，煤电企业又该如何立足自身产业的定位和特点，更好地实现中流砥柱的自我超越？

“无论从国内市场给予的内生动力，还是外部环境促成的约束与压力，煤电将要面对的转型倒逼过程，肯定要比世界上任何一个国家都严峻。”薛静说，“对于煤电企业而言，一方面，可以通过与煤炭企业签订更大范围的中长期协定，以稳定燃料价格缓解市场中的被动局面，同时从燃料的源头上改变以往低热值煤掺烧的粗放式管理路径依赖，通过选用经洗选加工后的高热值煤提升能效，降低固体废物和温室气体排放，从而实现煤电的清洁化发展和利用；另一方面，要转换以电量换利润的传统思维，向能源的综合利用转型。目前已经在工业园区中实践了除余温余压利用外的供热改造，通过与园区的供能相结合实现利益渠道多元化，同时以能源综合利用实现微网等的业态和技术创新，进而也会带给制造业新的发展机遇。一旦技术成熟向外输出，煤电的‘自我救赎’一定能换得否极泰来。”

虽然，由碳排放达峰推导出的煤电发电量达峰，是否标志着新能源替代煤电的时代提前来临还未可知， 但是从告别“联动”到步入“浮动”的开端，却预示着煤电的市场化转型发展还有很长的续篇。

采访即将结束时，薛静加重语气说道，“习近平总书记提出的能源四个革命，一个合作，其中消费革命、供给革命、技术革命和体制革命，哪一个都不能偏废。偏废了哪一个，我国的能源转型都走不长远。未来我国的能源系统一定是清洁化和市场化的时代，只有这样才能让老百姓在能源消费的过程中确切地感受到幸福感。”

在环境的“硬约束”和市场的“指挥棒”下，通过政策工具让不同类型的机组物尽其用，或许才能够帮助煤电“老大哥”在细分市场中寻找到更多的“归属感”和“认同感”。