“基準價+上下浮動”新機制下，由于基準價是按現(xiàn)行煤電標桿上網電價確定的，也就繼承了2017年以來電煤價格高漲而標桿電價應調未調的影響，導致現(xiàn)行基準價不能完全反映真實的煤電發(fā)電成本。新機制還人為劃分了參與“市場交易”部分和執(zhí)行新機制的“類市場交易”，割裂了除優(yōu)先發(fā)電計劃外的電量類別，影響通過市場交易形成的價格信號的準確性。

“目前，我國已初步建成具有中國特色的電價體系和監(jiān)管制度框架,為電力行業(yè)健康發(fā)展和電力市場建設完善提供了有力支撐。但是，通過電力企業(yè)經營發(fā)展和電力市場建設實踐可以看到，目前電價管理中仍存在體制機制頂層設計有待加強等問題�！敝须娐�(lián)近日發(fā)布的《當前電價政策機制相關問題》（以下簡稱《報告》）指出了當前電價機制中存在的問題。

針對煤電電價機制，《報告》指出，燃煤機組上網電價政策仍需完善，受政策影響，近年來煤電行業(yè)總體經營困難，且可再生能源富集地區(qū)煤電企業(yè)生存面臨嚴峻考驗。對此，業(yè)內人士建議，需設計備用容量補償機制，并逐步向市場化電價過渡，助力能源轉型提速。

電價調整不到位 煤電聯(lián)動不及時

國家發(fā)改委于2019年發(fā)布《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《意見》），燃煤標桿上網電價機制正式退出歷史舞臺，改為“基準價+上下浮動”新機制，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。

《報告》指出，“基準價+上下浮動”機制不能完全反映真實的電價成本�！靶聶C制下，由于基準價是按現(xiàn)行煤電標桿上網電價確定的，也就繼承了2017年以來電煤價格高漲而標桿電價應調未調的影響，導致現(xiàn)行基準價不能完全反映真實的發(fā)電成本�！�

中國電煤采購價格指數(shù)（CECI）編制辦公室近日發(fā)布的《CECI指數(shù)分析周報》（2021.1.7-2021.1.15）顯示，坑口煤價繼續(xù)40-70元/噸的較大漲幅，其中CECI曹妃甸指數(shù)（日）和CECI沿海指數(shù)（周）現(xiàn)貨成交價連續(xù)6周創(chuàng)三年來最高。

重慶市配售電行業(yè)協(xié)會秘書長陳曦表示，目前“基準價”替代舊機制下的煤電上網標桿電價，按舊機制，標桿電價應在一定周期或煤價大幅波動情況下進行調整，但2017年后煤價發(fā)生了較大變化，但煤電標桿電價并未調整。

煤價高企，電價卻未聯(lián)動�！秷蟾妗凤@示，煤電聯(lián)動機制自建立以來，始終存在煤電聯(lián)動不及時、電價調整不到位的問題，導致煤電企業(yè)合理收益難以保證。

“新機制人為規(guī)定的上下浮比例是否合理有待商榷，尤其《意見》規(guī)定2020年電價只能下浮、不能上浮的政策，加劇了真實發(fā)電成本與實際價格的矛盾�！标愱卣f。對此，中國價格協(xié)會能源和供水專委會秘書長侯守禮解釋，《意見》之所以規(guī)定2020年電價不能上浮，旨在穩(wěn)定市場，避免價格大幅上漲造成市場紊亂�！�2021年如何變動，既取決于基準電價是否調整，也取決于上下浮動的幅度�！�

可再生能源越富集 煤電生存環(huán)境愈嚴峻

煤電電價機制的另一尷尬之處在于，可再生能源裝機大省，煤電“日子”普遍不好過。《報告》顯示，可再生能源富集地區(qū)煤電企業(yè)生存面臨嚴峻考驗。

公開信息顯示，四川煤電機組發(fā)電利用小時數(shù)自2016年以來逐年遞減，省調煤電機組利用小時數(shù)在1800—2900小時之間持續(xù)低水平徘徊；云南煤電機組發(fā)電利用小時數(shù)從2009年的5348小時降至2016年的1264小時；甘肅省內可再生能源發(fā)電裝機已占統(tǒng)調裝機的60%，發(fā)電量占統(tǒng)調發(fā)電量的36.7%，煤電機組發(fā)電小時數(shù)多年維持在較低水平。

一位不愿具名的研究人員表示，利用小時數(shù)低不代表煤電企業(yè)日子難過，問題的癥結在于，沒有容量補償機制。“未來新能源成為主力電源之后，煤電在其中的作用由提供電量逐漸轉變?yōu)樘峁╇娏�。煤電如何實現(xiàn)容量回收，如何更好地支持新能源的發(fā)展，是個大問題。”

該研究人員表示：“目前我國電力總體相對過剩，容量機制似乎不那么迫切，但是拉長時間尺度來看，大部分機組得不到合理補償，中長期市場一定是會出現(xiàn)問題。容量補償機制需要提前規(guī)劃，短期可以幫助發(fā)電企業(yè)收回固定投資、避免虧損，長遠則是為能源轉型兜底。”

對此，《報告》建議，合理疏導電煤價格波動，緩解煤電企業(yè)經營困難；對以可再生能源發(fā)電為主的電網推行火電機組備用容量補償機制，針對長期為可再生能源發(fā)電提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組逐步實施兩部制電價，緩解火電企業(yè)嚴重的生存問題。

價格信號準確性低 供需情況難反映

長遠來看，煤電電價機制市場化程度較低，難以形成準確的價格信號。《報告》顯示，“基準價＋上下浮動”新機制下，人為劃分了參與“市場交易”部分和執(zhí)行新機制的“類市場交易”，割裂了除優(yōu)先發(fā)電計劃外的電量類別，不利于通過市場交易形成價格的信號的準確性。

陳曦表示，價格應該是供需在市場上對商品價值和稀缺性的體現(xiàn)，現(xiàn)行煤電上網電價中，將優(yōu)先發(fā)電量從商品需求中抽離出來，不能反映市場全部供需，不利于市場的價格發(fā)現(xiàn)。上述研究人員表示，即使在完全市場化的現(xiàn)貨市場中，煤電價格信號也打了折扣，各類成本還是以煤電企業(yè)內部消化為主。

《報告》指出，電價改革中仍未全面樹立市場定價理念。目錄電價、標桿電價的概念根深蒂固，導致電力市場中目錄電價、標桿電價的“身影”仍隨處可見；電源項目建設的政策環(huán)境不穩(wěn)定，項目管理中行政審批色彩依然濃厚，投資主體難以獲取長期有效的價格信號。

對此，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示，雖然煤電現(xiàn)行電價機制并不完善，但比此前“標桿電價+煤電聯(lián)動”機制優(yōu)化不少，向市場化邁進了一大步�！拔磥�，仍需對燃煤發(fā)電價格機制進行市場化改革�！焙钍囟Y認為，全部計劃和全部市場化電價之間，必然會有一段時間的過渡，當前的煤電電價政策即處于過渡時期，仍需在實踐中逐步完善。

來源：中國能源報