南财快评｜电力体制改革取得新进展，“放开两头”新举措落地

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合作者：孙傲

10月12日，国家发展和改革委员会印发《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，以下简称《通知》），就进一步深化电力市场化改革工作作出了部署，今天已经正式开始实施。作为电力体制改革“管住中间，放开两头”的总体布局中“管住中间”的一环，我国已于2020年完成了新一轮输配电价核准，核定了分电压等级理论输配电价。本次《通知》要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户全部进入市场，是对于电力市场化改革 “放开两头”要求的进一步落实，具体表现在以下四点：

一、有序放开全部燃煤发电电量上网电价，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。本条规则扩大了供给侧市场范围，增加了发电侧市场主体，促进了发电企业的竞争及供给侧市场效率的提升。

二、扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。设置价格上下限虽部分限制了市场发现价格的能力，但避免了改革初期市场价格的剧烈波动，有助于市场信心的增强和市场化改革的稳步推进。另外，取消高耗能产业煤电价格上限，提高了高耗能企业用能成本，与我国经济长期绿色发展的目标相一致。该政策会导致部分高耗能企业减少产量甚至退出市场，但也会“倒逼”部分高耗能企业通过技术升级、生产结构调整等方式转变用能结构，助力“双碳”目标的实现。

三、推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录电价。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成；已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。本条规则扩大了需求侧市场范围，实现了工商业用户全电量市场化，是“放开两头”工作的重大进展，是还原电力商品属性、理顺电价形成机制的重要举措。《通知》规定由电网企业为尚未进入市场的工商业用户代理购电，并以市场化的方式发现价格，即保障了电力的稳定供应，也兼顾了市场效率。另外，按照代理购电价格的1.5倍执行这一规定具有一定“惩罚”性质，增加了工商业用户的“退市”成本，表明了我国推动电力需求侧市场建设的决心。

四、保持居民、农业用电价格稳定，执行现行目录销售电价政策，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。本条规则与近期优化居民“分时电价”“阶梯电价”等一系列相关制度相配合[1]，从公平角度出发，在提高电力市场效率的同时保障了低收入群体的用电稳定，防止用电成本过高加重其生活负担。

另外，《通知》还强调了改革过程中要配套必要的保障措施，一方面要避免不合理的行政干预，另一方面也要加强煤电市场的监管。考虑到电力商品具有实时平衡、难以储存的属性，发电企业有较强的行使市场力的动机，因此市场力监测是成熟电力市场的必要保障。 “放开两头”并不是自由放任，电力市场的稳定运行需要政府发挥市场“守夜人”的职责，维护良好的市场秩序。

结合当前电力供给紧张的形势，《通知》对加强发电侧和售电侧的市场竞争具有积极的现实意义，有助于缓解短期电力供需矛盾。首先，煤电价格浮动上下限的放宽有利于理顺“煤”“电”关系，缓解煤电企业“越发电越亏损”的困境，增加电力供给。比如，今天是新政落地第一天，以分省数据看，江苏省开展了价格上限调制为20%后的首次月内挂牌交易，成交均价比江苏燃煤基准价高6.797分/千瓦时，上浮了16.95%。第二，取消高耗能企业煤电价格浮动上限通过市场的手段实现能源强度和总量的控制。由于高耗能企业对于煤电价格上涨更加敏感，面对煤电市场价格的提升，无论是通过减少产能，还是通过技术调整降低能耗强度，都有助于能源结构的升级，是“双碳”大形势下的必由之路。

但随着电力体制改革进程的逐步推进，为了保障市场的长期平稳运行，仍需出台相关配套政策以规范市场主体的有序进入与退出。在供给侧，燃煤电价的波动会影响燃煤电厂的经营状况和投资决策，放开燃煤电价必然会进一步淘汰煤电落后产能。在“碳达峰、碳中和”目标下，减煤电电量不代表减煤电容量，建设以清洁能源为主体的新型电力系统要“先立后破”，立足国情，防止煤电资本搁置，引导煤电机组有序退出发电市场、适应容量市场和辅助服务市场中的新角色，承担备用、保障系统安全等责任。在需求侧，售电公司面临着新的机遇和挑战。在工商业用户全电量市场的新形势下，售电公司需要提升服务质量、增强对市场风险的把控能力。缺乏市场竞争力的售电公司面临着退市的风险，为这就要求我们规范售电主体的准入和退出，完善售电公司退出后市场用户的承接机制，为进一步改革措施的平稳出台和落地施行奠定基础。

[1] 参考《南财快评：居民阶梯电价究竟应该怎么改？》