eo记者 姜黎

编辑 冯洁

审核 陈仪方

供需逆转阴影

从2018年开始，国内电力供需形势悄然转变，电力市场建设面临变局。能否支持保供和绿色能源发展成为电力市场建设的核心命题。

2019年6月，电规总院发布《中国电力发展报告2018》等系列报告。当年全社会用电量约6.8万亿千瓦时，同比增长8.5%，较2017年提高1.9个百分点，创近年新高。

电力规划设计总院党委书记、院长杜忠明在发布会上提到，在目前已明确的跨省区输电通道实现满送前提下，若不及时考虑增加电源供给，则全国大部分省区未来三年电力供需形势将全面趋紧。因此，全国16个省区需要增加电源供给，及时启动一批火电项目前期工作。华东、华中及南方等区域需研究进一步扩大外来电规模。

2018年到2021年，一些地方的电力直接交易价格相对发电上网电价的价差开始收窄，甚至有个别出现了正价差，即涨价现象。到了2021年，全球大宗商品价格陷入暴涨期，加上极端天气频发，煤炭、天然气供应紧张，欧洲、美国、中国等部分地区纷纷遭遇缺电挑战。

根据中国电力企业联合会发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，2021年，全年电力消费增速实现两位数增长，受电煤供应紧张等多重因素影响，9、10月全国电力供需总体偏紧，多地出现有序用电，一系列能源电力保供措施接连出台。

在2018年7月的电改吹风会上，时任国家能源局体改司司长梁昌新曾表示，当前推动现货市场建设的时机和条件是有利的：一是有序放开竞争性环节电价和发用电计划两项改革，正在消除电力市场建设面临的机制约束。二是现货交易是市场化反映最充分也是最关键的一部分，已成电力行业内基本共识。三是从国际经验看，现货市场相关机制更趋完善，技术支持系统更为强大，市场建设实践相对成熟。四是目前电力供需总体宽松，有利于加快电力市场建设。

第二点和第三点针对的是现货市场的价值，第一点和第四点则是时机和条件，电价市场化程度有所提高，供需形势宽松。

而此时供需偏紧时电力市场特别是现货市场还能搞下去吗？既然是市场，难道不能涨价吗？电力市场对保供有用吗？种种怀疑的声音达到2015年以来的最大分贝。

1439号文的出现，一定程度上回答了这些质疑。

按照文件要求，燃煤发电电量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。燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。

文件明确了市场化改革的方向，同时意味着电价从下降通道转为可升可降。

据eo了解，目前不少地方的电力中长期合同价格上浮幅度在15%-17%之间，但面对经济下行压力，业内普遍判断，2022年负荷需求涨势或不及2021年，这将导致中长期交易与现货市场价格差距增加，冲突进一步加深。另一方面，20%的上涨幅度对应煤价在650元/吨的水平，但当前煤价仍然处于700-800元/吨甚至更高的价位。

国家发改委2021年12月的例行新闻发布会上，新闻发言人孟玮在答记者问中提到，建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，为煤、电价格通过市场化方式有效联动创造了条件。下一步，发改委将适时出台针对性政策措施，促进煤、电价格通过市场化方式有效联动。

不少地方在2022年的电力中长期市场交易通知中，也鼓励用户和发电企业考虑煤炭价格的波动，签订灵活的电力中长期合同。

“作为用户，我是支持在电力中长期合同中约定煤炭指数的。”据前述广东外资用户介绍，新加坡的电力中长期交易价格也与液化天然气（LNG）挂钩，按照既定公式，进行季度或月度调整。

但他强调：“可以接受和燃料联动价格，但不能频繁变动，希望能够按照季度来调整，而且不要出现‘事后补偿’的情况，否则会影响到我们与下游合作商供货、议价。”

双轨制“老大难”

1439号文之后，2021年10月25日，国家发改委办公厅发布《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格[2021]809号）（下称“809号文”），对电网代理购电进行了详细规定。

根据809号文，电网可代理购电的用户范围包括：暂无法直接参与市场交易的10kV及以上工商业用户、未直接参与市场交易的其他工商业用户，以及已直接参与市场交易又退出的工商业用户。居民、农业用电由电网企业保障，保持价格稳定。

同时明确，已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易，仍按目录销售电价执行的用户）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。

据前述用户透露，由于带补贴的低价电源，以及不收代理费用，由电网代理的用户2022年的年度长协价格出现了低于市场化用户的现象。“按照目前规则，进入市场是‘单向’选择，如果价格比由电网代理还贵，那会打击用户入市的积极性。”

中国人民大学应用经济学院助理教授郑㼆曾指出，用户选择电网代理购电时，也被赋予未来继续选择由电网代理的权利，一定程度上规避了部分市场风险，因此电网代理用户应该支付高于均价的代理电价，才能避免其主动选择“留在”电网，从而实现电网代理政策设计的初衷。

另一方面，省间与省内市场的“双轨”矛盾也在继续。

2022年1月，银东直流9点到17点白天时段以外的负荷曲线被“砍掉”了，最终通过调度校核的成交电量只有5亿多千瓦时，严重偏离合同电量。当时相关业内人士指出，调度可能是出于送端省份保供压力做出了这样的决策。

按照目前要求，省间中长期交易合同需要依据曲线执行，而该曲线是由计划方式形成的，这与省内交易形成了“双轨”。

一位电力研究者还指出，调度校核安全一票否决这一前提没有问题，但否决的原则应当事先列明，并向市场主体公开。

省间交易从计划走向市场，还将面临送受端的自由选择权问题。曾有地方能源主管部门官员提到，如果通道限制不明显，送受端省区可能“嫌贫爱富”；如果受到通道限制，这又不能是自由选择的结果，价格就不能完全采用市场化的机制形成。这种矛盾在缺电时期表现得更为突出。

据悉，2022年南方区域电力市场建设将正式启动。这意味着以广东为起步的南方市场将再次踏上区域市场建设的征途。省间交易能否破局，令人期待。

一次能源价格谜题

煤炭供给短缺、价格暴涨是2021年下半年全国部分地区缺电的主因。国家发改委等相关部委因此接连出台煤炭增产、控价相关政策，但效果并不稳定。2022年初，5500大卡现货煤价仍保持在1000元/吨高位，电—煤双方也未能就长协煤基准价达成一致意见。

2月9日，国家发改委运行局约谈部分煤炭企业时指出，进入供暖季后期，电厂库存保持在1.6亿吨标煤以上水平，比2021年同期多0.4亿吨，不具备涨价基础，并向企业明确，对价格区间是有预期的。

陈宗法指出，单纯提高煤电价格上浮范围不足以弥补电力行业的损失，煤电基准价也应相应调整。同时，可以参考国际油价和国内成品油价格的联动，进一步完善煤电联动机制。

目前，国内成品油价格根据国际油价变化，每十个工作日调整一次。相对的，成品油也有“地板价”限制，即当国际油价低于40美元/桶时，无论国际油价再怎么跌，国内成品油价都保持不变。

这笔未作调整的钱进入到油价调控风险准备金池子中。根据财政部、国家发改委2016年发布的《油价调控风险准备金征收管理办法》，风险准备金全额纳入一般公共预算管理，列入“其他专项收入”，统筹用于节能减排、提升油品质量、保障石油供应安全，以及应对国际油价大幅波动。

相关媒体报道，五大发电集团旗下主要上市电企2021年度归母净利润大幅下滑，其中两家预亏超百亿：华能国际预计净亏损98亿-117亿元；大唐发电预计净亏损90亿-108亿元。

而第一大煤企中国神华发布公告预计2021年实现归母净利润503亿元，同比增长28%；中煤能源预计2021年实现归母净利润117.7亿-143.8亿元，同比增长99.4%-143.6%，均创下新高。

徐骏认为，在这种特殊情况下，应当参考国际国内对石油公司征收暴利税的方法，对煤炭企业征收一次性利润税，以此弥补下游企业和消费者的损失。

2004年，由于国际市场石油价格持续大幅度上涨，国内原油采掘业利润增加，其他行业和社会用油成本加大，各行业利益分配不平衡，影响了经济平稳运行。2006年，国务院发布《关于开征石油特别收益金的决定》（国发〔2006〕13号），决定对石油开采企业销售国产原油因油价上涨获得的超额收入征收石油特别收益金。

财政部当时制定的《石油特别收益金征收管理办法》（财企〔2006〕72号）指出，石油特别收益金属中央财政非税收入，纳入中央财政预算管理。实行5级超额累进从价定率计征，按月计算、按季缴纳。征收比率按石油开采企业销售原油的月加权平均价格确定。为便于参照国际市场油价水平，原油价格按美元/桶计价，起征点为40美元/桶。2011年11月起提高至55美元/桶，2015年1月起，再度提高至65美元/桶。

煤炭价格的大幅波动，使得发电企业意识到，对一次能源的管控能力在一定程度上决定了其在电力市场中的“生死存亡”。

2022年1月21日，拥有神华煤炭的国家能源集团召开的2021年高质量发展新闻发布会上，集团新闻发言人张玉新表示，2021年，集团实现营业收入同比增长24.7%，利润总额同比增长6%，净利润同比增长7%，企业经营韧性和抗风险能力持续彰显。

有业内人士认为，发电、煤炭企业重组并购，可能是发电侧化解煤炭价格风险，破解煤、电矛盾的长期选择。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海介绍，国外煤矿和煤电的合同期限更长，有利于稳定价格，也有股权方面的安排，比如交叉持股，但是主管部门并不指定或主导，而是建立在市场原则之上。

“从煤炭托底、煤电保供的角度来看，未来需要一两个国家能源集团这样的煤电一体化公司，但其职能是承担能源转型进程中的托底保供，需要国家特殊政策支持。”袁家海说：“电煤整合，个人觉得需要慎重，应以双方自愿为前提、按市场规则办。”

绿色价值如何评估

2022年1月8日，国家发改委、国家能源局发布经中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）（下称“118号文”）。

这是继9号文新一轮电力体制改革启动以来，中央第一次在最高级别的决策会议上研究部署电力专项改革方面的任务。

118号文提出了四条工作原则，其中包括促进新能源的投资、生产、交易、消纳；统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。

文件明确构建适应新型电力系统的市场机制，包括有序推动新能源参与电力市场交易；建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同；建立市场化的发电容量成本回收机制；鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设；开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值等。

但按照目前的情况来看，市场并不一定能激励新能源的投资。新能源的间歇性和波动性决定了其对现货交易规则中“事先确定中长期曲线”的要求“水土不服”。

以风电在现货市场中的经历为例，风电出力如果超过或无法达到事先约定的曲线水平，就要在现货市场中买卖来完成交割，而没有风时现货价格往往更高，有风时现货价格低，这就导致风电常常遇到“高买低卖”的情况，拉低出清价格。

参与广东2021年绿色电力交易试点的用户还透露，曾多花2-3分钱在中长期市场买的绿电。到了2022年，由于煤电价格上浮空间增大，2021年购买的绿电甚至比电力中长期交易签下的价格还低些。

有发电业内人士在内部讨论会上提醒，不要以为新能源进入市场就能涨价，要把风险考虑清楚。

什么样的定价机制适合高比例新能源的市场？

广州电力交易中心发展研究部副主任梁志飞曾撰文指出，越来越多的新能源可能意味着边际定价机制将失去作用。如果边际机组是新能源发电，其不确定性将导致边际成本竞价踩踏，难以反映新能源的真实投资成本。

梁志飞认为，我国电力市场面临多目标要求，需要考虑多电源成本差异的定价出清机制，而非低价优先。要在基于成本定价和市场竞争定价之间做出权衡。

波利特近期的研究成果显示，虽然成本的显著下降和碳价的上升能帮助新能源真正走向“去补贴”，但在2025年前，风电和光伏能否依靠电力批发市场和价格来覆盖其投资还远未可知。同时，电力批发市场的价格可能不再能够成为电力长期投资信号了，随着可再生能源渗透率不断提升，“丢钱”（Missing Money）问题会越发显著。

他认为，当新能源比例达到一定高度时，短时价格和年度价格会产生“鸿沟”——即短时价格远低于年度价格，但在市场运行中，短时价格会对长期价格产生明确的影响。到那时，广泛的长期合同变得必要，短期备用价格无法再推动长期投资。

实际上，亚洲第一个成功实行电改的国家新加坡就曾遇到过短期价格无法正确引导长期投资的情况。

2010年8月到2011年2月短短6个月中，新加坡电力现货价格高企，发电商在两年内开工建设了3000 MW的装机，接近最高负荷的一半。同时，新投的装机都和上游公司签订了10年的LNG购售协议，照付不议高达合约量的95%。而后电力需求增长逐年放缓，从1999-2007年4.6%的年增长下滑到2018年的1%-2%，电力现货市场价格的低迷，导致电厂现金流出现困难，部分电厂总部需继续注入现金才能维持其电厂的运营维修和支付基本利息。

近年来，国内面临的情况则和新加坡经历的过程刚好相反。一方面平价上网的新能源项目投资者特别是民营企业，不得不考虑远期能否从市场中收回投资；更重要的是，煤电投资者在减排的大背景下，正在经历从“电量提供者”向“电力保障者”的角色转变，盈利模式处在变化当中，加上金融支持逐步减弱换挡，投资积极性并不高。据悉，2015年全国煤电新增投资1060亿元，到了2020年，这一数据缩减为400亿元。

据eo梳理，全国31个省（市）区里，有8个省（市）区在其2022年政府工作报告中提到投建化石燃料电源，其中包括清洁能源大省云南，以及煤电装机比重过半的浙江。

一位发电企业资深从业者说，在经历2021年夏秋缺电之后，地方投资煤电的动力很强，中央也出台了煤电行业绿色低碳转型的专项信贷支持政策，但企业的主动性并不高。

前述电力研究者指出，118号文首次高规格文件明确，建立市场化的发电容量成本回收机制，这对电力市场未来发挥保供作用至关重要。“随着绿电的增加，电网要有足够的备用，缺的时候能调用，调的时候有人掏钱。”

他认为，不仅煤电、水电、气电等品种应该享有独立的提供辅助服务的地位，新型储能等调节资源也应该被赋予独立地位，而不是附着于发电、电网或用户侧，以便更精确地发挥其作用。

谢敬东认为，新型电力系统实际上是一个电能商品的体系，里边包含不同的电能商品，而这些不同的电能商品的价格决定因素是不一样的，不能混淆着去建一个单纯的电能量市场。

梁志飞指出，未来各类电源和用户将在电能量市场交易形成的价格基础上，对各类成本进行分摊。用户侧将承担容量成本、含抽水蓄能容量费及网架建设成本的输配电价，新能源发电需要分摊调节性交易成本，辅助服务成本及偏差结算不平衡资金成本，调节性电源则将拥有调节性交易收益、容量收益以及辅助服务收益。

前述发电企业研究人士还提到，与高比例新能源电力系统下的保供要求相匹配的是，对中央和地方发电集团进行有效容量考核，而非简单比拼新能源装机规模。

在这个新的“饼图”中，负荷资源也正在扮演不可或缺的角色。在前述研究者看来，虽然两轮电改的纲领性文件中，对需求侧资源少有着墨，但随着供需关系的波动和电价结构的完善，需求侧的“用武之地”将逐渐体现。

“国内现在还处于需求响应的初期，如何与市场衔接，响应资源如何按时间、需求分类管理、分类激励，以及不能履行合同职责时如何惩罚等，都还在探索当中。”前述研究者说。 

同时他也提醒，不能高估需求响应的作用，一方面是因为能够提供需求响应的用户有限，用电仍然是刚性需求；另一方面是在电力极度短缺的时刻，用户依然可能被剥夺用电的权利。

“反思美国得州2021年初发生的大停电事件，我国电力市场设计在引进电力用户参与市交易时的一个基本原则，是绝对不允许市场竞争导致电力终端价格出现‘天价’。”谢敬东说：“这需要一个科学体系化的市场设计，包括运营机制设计和治理体系设计。譬如，我们可以设计容量市场保障发电商的基础成本回收，再设计电量市场的风险防范机制就相对容易，从而可以有效解决因不确定因素导致的电价大幅波动问题。这些机制建立好之后，才能把用户引入市场。”

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