2021年10月15日，電力價格市場化改革向前邁出了重要一步。國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，要求燃煤發(fā)電的電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易，在“基準價+上下浮動”的范圍內形成上網電價，同時，擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動的范圍。由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%；高耗能用戶不受20%限制。

尚未進入電力市場的用戶由電網企業(yè)代理購電，購電價格變動首次同步向除居民、農業(yè)以外的一般工商業(yè)用戶傳導，到2022年1月交電費時，很多中小工商用戶也會發(fā)現自己的電費單漲價了。“能跌能漲”的市場化電價機制的真正建立，標志著“市場煤”“市場電”的煤電市場格局正在形成，開啟了電力價格“有升有降”的時代序幕。

2021：時機具備、順勢推出電價市場化機制

中國的電力價格市場化之路從國務院2002年印發(fā)5號文開始，一直按照統(tǒng)籌兼顧、穩(wěn)中求進的原則推進。事實上，過去的很長一段時間，電力市場化的方案都在不斷優(yōu)化，逐步調整，期間經歷了標桿電價、煤電價格聯(lián)動、大用戶直接交易、售電公司、變標桿價為基準價多個階段。

此次推出全部的煤電、全部的工商用戶電價市場化，是水到渠成、順勢而為的。僅就出臺時機而言，供給寬松時期會比緊張時期更為容易。因為市場供應特別寬松時，推進改革不會導致漲價，受到的阻力相對而言較小。在市場供應緊張時期，用戶則需面臨不用電還是漲價的選擇，當然存在部分用戶更傾向于接受漲價。

這次改革最根本的意義，不在于上網價格漲了20%，而在于發(fā)電側漲價時政府不再簡單通過行政手段管控漲價、降價，可以向用戶側傳導，用戶接受市場條件下電力價格能漲能降的現實，這是電力價格改革進程中邁出的關鍵一步。

2015年末，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于完善煤電價格聯(lián)動機制有關事項的通知》，向社會公布了煤電聯(lián)動機制計算公式。上網電價調整后，按公式測算相應調整銷售電價，當煤價波動不超過每噸３０元時，成本變化由發(fā)電企業(yè)自行消納，不啟動聯(lián)動機制。雖然2016年起我國推進重點領域化解過剩產能工作，煤炭產業(yè)去產能工作穩(wěn)步推進，但這一機制在一定程度上保證了國內電價的穩(wěn)定，工商業(yè)企業(yè)和居民可以直觀感受到自己獲利，因而這一階段的政策調整得到了廣泛支持。

中國經濟處于中高速增長的換擋期，面臨用電量降低、供給過剩的大環(huán)境，由于2016~2017年煤價持續(xù)下跌，大家對市場改革的認知都暗含著降價預期。2020年末簽訂電煤長協(xié)的時候，誰也沒有預測到2021年煤炭價格的漲幅如此夸張。

2021年中國經濟遭遇了多重意外的沖擊，需求側外貿訂單大規(guī)模回流，電力需求增長非常迅猛；供給側煤礦安全生產整頓又限制了煤炭的供應，能耗雙控考核的要求下，電力供應遭遇了前所未有的壓力。同時風電光伏發(fā)電在供應端的占比越來越大，它們在極端情況下不那么靠譜的特性又成為增幅器，擴大了電力系統(tǒng)安全風險。

電力供應的緊缺讓“電力價格可以上漲”的認知回到了大家的思維里，這也正是2021年電力價格市場化改革能夠向前邁進的重要原因。

電力價格市場化就意味著電力成為類似于鋼鐵水泥等的原材料，價格會波動，而漲跌的幅度也可能非常大，這些認知都需要市場主體接受、消化和適應。市場經濟中電力價格是一定會波動的，有下降的時期，也會有上漲的時期，單邊降價的心態(tài)要不得。

呼喚電力市場化改革絕對不能變成葉公好龍，市場化有其固有規(guī)律和客觀必然性，不以個人意志為轉移。當談及市場化的時候，過去的經驗顯示出國內市場電力供應充足、選擇范圍廣、價格低廉的特點。但是一旦出現沖擊，價格的波動能否被市場主體接受，始終是需要重點考慮的問題。

電力市場化本身很復雜，在歐美已有成熟的市場機制，參與者擁有完善的市場意識的背景下，極端天氣導致的能源危機仍然無可避免。更何況歐美開始進行電力體制改革的時候，工業(yè)化已經完成，能源的需求比較穩(wěn)定，易于預測。而中國近幾十年始終在高速發(fā)展進程中，加入世貿組織之后更是保持了快速發(fā)展勢頭，不僅總量在迅速增長，經濟結構也在迅速變化。在迅速變化的大環(huán)境中，想要預測電力市場需求更是難上加難。

能源不僅是工業(yè)原材料，更是經濟發(fā)展中的壓艙石，供給端微小的異常通過市場機制放大后可能在需求側造成劇烈波動，不僅傷害市場主體，也不利于中國的經濟安全。我國的GDP構成以第二產業(yè)為主，工業(yè)企業(yè)生產成本中能源費用占的比重非常大。由于電力商品的供求規(guī)律難以預測，而預測不準造成的影響也難以估量，我國政府要綜合考慮各種因素，在推進電力體制改革過程中必然慎之又慎。

過去幾十年，我國穩(wěn)定的電力價格和越來越安全穩(wěn)定的電力供應，給工商業(yè)企業(yè)創(chuàng)造了相對穩(wěn)定的能源供應環(huán)境，也在一定程度上提升了這些企業(yè)的國際競爭力。政府的調控保證下游的企業(yè)有相對穩(wěn)定的預期，也可以緩沖市場沖擊對企業(yè)的影響。不過這種穩(wěn)定也導致工商業(yè)企業(yè)經營時容易忽略電費的成本變化。當一般工商業(yè)用戶進入電力市場后，他們需要直面市場價格波動，承擔市場價格波動帶來的不確定性。2021年年底，第一批進入電力市場的工商業(yè)用戶就直接感受到了市場波動帶來的生產成本變化。

如果能源價格長期維持低位，居民和企業(yè)節(jié)約能源的動力肯定會相對不足，因此通過市場機制讓價格反映稀缺資源的價值非常有必要。

電力市場化改革后將有越來越多的主體參與到市場交易中，工商業(yè)企業(yè)，特別是外貿企業(yè)會意識到，與增加的電費相比，沒有電用導致無法完成訂單的成本更高，電價上漲這件事并非不可接受。

與此同時，由工商業(yè)用戶補貼居民用戶電價機制在適當的時機也需要做出相應的調整。相比較而言，中國的居民用電價格在全世界處于最低水平，而工商業(yè)電價并非如此，這有其歷史原因。改革開放初期，我國勞動力成本與土地價格低，環(huán)境成本也未計算，整體上中國的工商業(yè)成本非常低，即使工商電價中包含了對居民的交叉補貼，但企業(yè)的總成本不算高，不會影響我國企業(yè)的國際競爭力。而且，當時我國居民用電量比例很小，工商業(yè)企業(yè)用戶有能力負擔這部分補貼。

今時不同往日，大工業(yè)用戶電價已經全面市場化，在2015~2020年市場化降價的過程中享受了大部分改革紅利，承擔交叉補貼任務的主要是一般工商業(yè)用戶，也就是大量中小制造業(yè)、服務業(yè)企業(yè)。隨著居民用電比例增速明顯高于總體用電增速，如果居民用電價格持續(xù)穩(wěn)定，工商企業(yè)承擔的交叉補貼會越來越重。

我國目前燃煤機組平均基準價格大概是每千瓦時0.37元，按照20%上浮上限，每千瓦時漲價7.4分錢，在居民電價不增加的情況下，工商業(yè)企業(yè)的度電成本必然需要承擔更大幅度的上漲。從未來發(fā)展看，隨著居民用電比例越來越大（北京等部分地區(qū)已經超過了30%），工商戶用電成本還會繼續(xù)提高，加上環(huán)境成本、勞動力成本等提升，不利于國內企業(yè)參與全球競爭。

未來一旦取消交叉補貼，居民最直觀的感受可能就是電價漲了。2006年以來，我國居民電價保持了基本穩(wěn)定，2012年全國推行階梯電價制度，對超過一定用電量的部分分別上調5分錢和3毛錢。十多年來，我國居民可支配收入已經提高很多，可以承受一定的價格上漲。

目前，我國居民生活用電量為1萬億千瓦時左右，如煤電價格漲幅完全向居民側傳導每千瓦時約漲價8分錢，居民用戶總體將增加近800億元的支出。對于低收入群體，國家可以完善社保制度，增加對低收入群體的定向補貼。我國有4500萬納入城鄉(xiāng)最低生活保障對象的人群，每人補貼100元，補貼資金不超過50億元。由14億人口分攤800億元的新增支出，可以極大地減輕一般工商業(yè)用戶（主要是第三產業(yè)，包括生產性服務業(yè)和生活性服務業(yè)）承擔的交叉補貼壓力，提升企業(yè)的競爭力，釋放出的產值可能高出一個數量級。

2022：深化改革重在分攤機制

從技術角度來說，發(fā)電廠與用戶的發(fā)電和用電不是一一匹配的，電力系統(tǒng)需要電網進行大規(guī)模平衡。過去的平衡觀點是源隨荷動，需求有多少，電廠就發(fā)出多少電。

隨著新能源發(fā)電占比增多，發(fā)電側的不穩(wěn)定性也明顯增加，簡單依靠電量市場匹配發(fā)電量和需求量以達到平衡的可能性很小，電力系統(tǒng)的靈活性電源、調節(jié)能力成為稀缺資源。為此，需要完善針對靈活性電源和調節(jié)能力以及系統(tǒng)容量的充裕性，建立健全相應的價格機制。

國外經驗證明，輔助服務、容量市場是解決系統(tǒng)容量充裕性的重要途徑。建立一個良好的容量市場，可能是2022年電力價格市場化的第一個重要任務。

針對容量的充裕性，國際上一般有三種辦法。方案一是如同美國得州電網，完全是即時電價，極端情況下甚至能達到9美元/千瓦時，不過這種方案弊端非常明顯，一方面在極端價格下真實愿意付費的人不多，另一方面由于電力供應彈性較小，即使價格大幅度上漲，供應也不可能馬上增加。方案二是美國加州的容量市場機制，電力調度機構提前發(fā)布容量需求，由各企業(yè)競價。方案三是智利的容量補償機制，通過招標方式選定項目供應商提供服務。

未來需要探索適合我國特色的容量市場模式。無論選擇哪種方式，總是需要有補償機制賦予系統(tǒng)調節(jié)能力。傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)中，煤炭和天然氣發(fā)電是穩(wěn)定的。新型電力系統(tǒng)中可再生能源發(fā)電占比越來越多，不穩(wěn)定、難以調節(jié)的第三產業(yè)和科研開發(fā)等用電量占比也會顯著增加，相對過去電源和負荷的不確定性明顯增加，這是新型電力系統(tǒng)需要面對的重大挑戰(zhàn)。

第二個任務則是如何讓容量電量的價格機制靈活化。從中長期交易，到每個月的交易再到日前的交易，甚至未來的實時報價，相應規(guī)則有待完善，讓電力價格曲線反映成本，包括電網的代理成本。未來由電網兜底的售電業(yè)務也可以探索通過市場化競爭性的方案落實。

第三個任務就是構建微網綜合能源服務模式和與之匹配的交易方式。

能源總量平衡重要，結構平衡也很重要。經濟社會是一個生態(tài)，正如森林里有喬木、灌木、苔蘚，市場上也應該大、中、小企業(yè)共生。能源領域過度抓大關小是不合適的。以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，尤其要貫徹集中和分散并舉的策略，集中系統(tǒng)平衡成本將極高。

新型電力系統(tǒng)應該是集中和分散并舉，如果純粹靠大電網平衡，系統(tǒng)成本非常高。風光發(fā)電成本降低所指的僅是單機成本，雖然發(fā)電環(huán)節(jié)成本降下來了，但如果算上系統(tǒng)成本風、光等新源發(fā)電的成本并不低。系統(tǒng)成本包括了輸電線路的建設成本和給風光進行調峰的成本，僅靠電網做平衡，系統(tǒng)成本至少會增加一倍。

隨著未來的清潔化和功能保障的要求提高，要解決系統(tǒng)成本高的問題，就要鼓勵和支持以多種能源的平衡方式構建微網區(qū)域平衡，微網區(qū)域平衡可以減輕系統(tǒng)的負擔。不過微網區(qū)域平衡離不開大電網，也要為大電網提供相應的價值，在微網內做共享儲能，平衡自身的用電與儲能，同時提供給大電網系統(tǒng)一個非常明確的負荷曲線，并按這個曲線去參與市場交易。