燃煤市场对电力市场的影响及售电公司的应对策略

编者按：今年以来，随着全国煤炭价格大幅上涨，并持续高位运行，给电力市场带来了很大的影响，部分燃煤发电企业经营状况极度困难，电力交易价格也出现了低价差甚至0价差情况。在这种情况下，售电公司该如何应对？

本文分析了燃煤市场对电力市场的影响及售电公司的应对策略。

（来源：北极星售电网 作者：售电小张）

燃煤市场对电力市场的影响及售电公司的应对策略

一、燃煤价格波动对电力市场所带来的影响

（一）历史上煤炭价格对电价的影响

从2004年到2019年，全国煤电标杆上网电价共经历了12次调整，其中7次上调、4次下调，另外一次各省涨跌不一。观察电价走势与煤炭价格走势，7次上调均与煤炭价格上涨有关，4次下调则和煤炭价格持续走低有关。且电煤占我国动力煤炭总用量的50%以上，煤炭价格对标杆上网电价几乎有着决定性的作用。

（二）煤电价格矛盾

在煤电行业有一个有趣的现象，从我国主要电企和煤企公布的业绩报告中，同一年度内，电企盈利则煤企亏损，反之亦然。出现这种现象的原因是“市场煤与计划电的不匹配”。即煤炭的市场化要早于电力的市场化，依靠政府定价的电无法紧跟依靠市场定价的煤的步伐，造成两者价格没有实时联动。

（三）煤电价格联动机制的发展历程与“基准电价+浮动”机制的由来

1)电煤双轨制：1993年，国家设计了电煤双轨制，所谓双轨制即半计划半市场，计划的部分为煤企和电企会在每年以低于市场均价的价格来锁定一部分电煤合同（煤炭长协合同），一定程度上保障电企的平稳运行；另外一部分的煤则按照市场价进行交易。但是此时的电价依然为政府定价，煤电价格矛盾依然存在。

2)“煤电联动”机制正式启用：2004年国家规定以不少于6个月为一个周期，在平均煤价变化幅度达到或超过5%时相应调整电价。从现在的眼光看待历史，煤电联动机制的出台在当时的市场环境下，确实在一定程度上缓解了发电企业的成本压力，但是在电价没有市场化的情况下，没有从根本上解决煤电矛盾，依然是“治标不治本”的方法。

3)取消电煤双轨制：2012年国务院发布《深化电煤市场改革指导意见》，提出“煤炭长协”因在运输能力、兑现能力等一系列的问题导致煤企电企纠纷不断，不利于煤炭的稳定供应，电煤双轨制被取消。笔者认为，关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告导致“煤炭长协”难以履行的成因是多方面的，可以概括为4个不确定性，即“电力供需的不确定性、运输能力的不确定性、煤炭生产受政策环境的不确定性以及煤炭价格的不确定性”，任一方面的不确定性都有可能导致“煤炭长协”的名存实亡。

4)完善“煤电联动”机制：2015年国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，规定了以2014年平均电煤价格为基准煤价，以2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。后续若煤价波动在每吨30-150元之间时启动煤电价格联动机制，并将煤电联动的周期改为一年。时隔11年，这次的政策对煤电价格联动的区间、价格公式做了详尽的说明，可见国家对于煤电联动机制实施的决心。

5)重启“煤炭长协”：2016年因煤炭去产能计划的实施导致煤炭供应不足、运输能力不足、需求超预期等因素导致煤炭价格居高不下，四大发电集团（除国家能源集团）联合印发了《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》，报告指出煤价过高已经将电力企业的发电业务置于严重亏损的境地，希望发改委能出面解决，发改委又将煤企、电企拉到了一起，又签订了2012年已经取消的“煤炭长协”，但是在2017年年初，燃煤标杆电价并未调整。

6）“基准价+浮动”替代“煤电联动”：2019年国务院常务会议宣布自2020年1月1日起取消“煤电联动”机制，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。一个月后，国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确了基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，但2020年暂不上浮，确保工商业电价只降不升。

随着电力市场化改革的发展，持续了16年的煤电联动机制退出了历史的舞台，相较于“煤电联动”机制，“基准价+浮动”能更好的反映市场中的供需关系，把政府定价的问题转移到市场中去消化，在电力市场中帮助火电企业传导煤电成本。

7）“基准价+浮动”初见成效：2021年受煤价持续高位运行影响，蒙西、宁夏、上海、山东等省份在下半年陆续发布政策，取消本省中年度交易方案中关于“暂不上浮”的规定，切实保障发电侧的成本压力可传导至用户侧。

二、售电公司在当前市场环境下的应对措施

结合以上分析可知，发电企业用市场传导价格信号至用户是必然的，售电公司作为发电企业与用户之间的“桥梁”也算是一类特殊的电力用户，售电公司对于价格的波动是最为敏感的，火电企业下浮上网电价时自然皆大欢喜，但是当火电企业上调上网电价时，售电公司能将价格信号传导给用户吗？在现行的政策下答案是否定的。一是目前电力市场用户认为参与市场化交易后，用的电就应该是比目录电价便宜，如果贵了就直接退市，继续享受目录电价。所以“基准电价+浮动”机制还需“保底电价”的配套政策来搭配执行。

售电公司可以从用户选择、合同签订、政策研判等方面采取措施，提高自身抗风险能力。

（一）用户选择

目前我国主要用煤集中在“电力、建材、钢铁、化工”四大行业，合计用煤占国内煤炭消费总量的85%，除去电力行业外，其它三大行业均属于大工业用户，对于煤炭价格的波动趋势和承受能力要高于其它电力用户，通过实际售电公司走访获悉，在2021年二季度煤炭价格持续走高时，山东煤价上涨导致火电企业抬高上网电价，售电公司将涨价原因传导至三大行业用户时，部分用户表示是可以接受的。建议售电公司储备一定比例的此类用户以提升抗风险能力。

（二）合同签订

建议售电公司与用户签订购售电代理协议时无论是月度、季度、年度合同都不要在合同内明确价格，即不签“固定价差”类合同，只签订“比例分成”，这样当发电侧价格波动时，售电公司可以将成本压力传导至用户，真正发挥电力市场的作用。

建议售电公司与用户签订的购售电合同履约周期应尽量与向发电侧购电周期一致，尤其是以季度和月度为周期组织交易的省份，售电公司与电力用户普遍选择以年度为单位签订购售电合同，那么当月度或季度发电侧价格过高时，售电公司与用户均没有办法退出市场。

（三）市场及政策研判

建议售电公司要“市场”和“政策”两手抓，市场动态及前沿政策的研判提供用户开拓的导向，如近期受动力煤价格持续走高，上海市火电机组成本上涨，火电机组联合其他发电集团连续3个月报0价差参与电力交易，且呼吁市发改委、经信委调整交易政策，允许出现电价倒挂的模式，目前上海市为了缓解市场压力已“放开清单、取消门槛”，且取消了电价“暂不上浮”的规定。无独有偶，山东省发改委在今年9月份出台《关于征求关于电力市场交易保底电价有关事项的通知》，通知指出可能会在未来电力用户退市的会执行保底电价，保底电价是当前目录电价的1.2-2倍。另外，发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，也体现了充分发挥市场发现价格的作用。

（注：文章为投稿，观点仅代表作者，与北极星售电网无关。）