坚持市场化方向 积极稳步推进燃煤发电上网电价形成机制改革

日前，国家发展改革委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(以下简称《指导意见》)，明确将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。该《指导意见》的出台，标志着电价改革在坚持市场化方向上迈出了新的关键步伐。随着《指导意见》的实施，竞争性环节电力价格会加快放开，电力市场化交易水平将进一步提升、规模将进一步扩大，有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用，还原电力商品属性。

《指导意见》共包括六大部分，包括五项重要改革举措、五项配套改革措施，为燃煤发电上网电价形成机制改革工作的实际落地推进指明了方向。笔者认为，《指导意见》全文始终牢牢把握推进电价市场化改革这一主线与核心，并以稳步推进为基本遵循，有利于积极、平稳、有序地推进电价市场化改革的继续深化。

现阶段，我国燃煤发电项目上网电量主要包括两大部分：计划电量(或基数电量)部分、市场化交易电量部分。基于2018年中国电力企业联合会统计数据，计划电量(或基数电量)部分占比约57%，市场化交易电量占比约43%。党中央、国务院相关文件明确提出，要有序放开输配以外的竞争性环节电力价格。2019年底，中央经济工作会议也进一步明确提出要提升电力市场化交易程度。在这一背景下，加快为现执行标杆上网电价的燃煤发电电量进入市场创造条件成为必然选择。

而此次《指导意见》改革所涉及的即为尚未进入市场的这部分燃煤发电电量(或基数电量)。改革后，原有的这部分燃煤发电电量上网电价将由发电企业、售电企业、电力用户等市场主体通过场外双边协调或场内集中竞价(含挂牌交易)等市场化方式形成。初步估算，除由电网企业保障供应的居民、农业用户电量外，此次改革为42%的燃煤发电上网电量进入市场创造了条件，必然将大幅提升电力市场化交易程度。

尊重相关各方合理的利益诉求，以稳步有序推进为实施策略是我国40余年来价格改革的成功经验。本次《指导意见》亦遵循这一改革实施脉络，在坚持市场化方向的前提下，合理关注各方诉求，有序、稳步推进改革前行。

(一)保障民生用电价格不变

对于与基本民生相关的居民用户、农业用户，为了避免市场化用户对这类用户的价格冲击，《指导意见》明确燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行，该类用户也将继续执行当前目录电价，保障了居民、农业等用电价格的基本稳定。

(二)尊重供需双方利益

《指导意见》提出，在政策过渡期，原有的部分计划电量上网电价虽由市场化方式形成，但与完全市场化竞争仍存在一定差异的，可称之为“有限竞争”方式，即市场竞争价格被限定于“基准价+上下浮动”范围内，浮动幅度范围为上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%，煤电企业参与这部分市场化交易的市场风险相对可控。相较于2018年度相关统计数据，在当前供大于求的总体供需形势下，15%的下浮系数基本可覆盖大部分省份市场交易电量实际下浮水平[ 根据中国电力企业联合会统计数据，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。]，但对于新疆、宁夏等市场竞争相对激烈的省份，下浮下限的设置能较好地对煤电企业经营风险起到防火墙作用，避免了由于改革推进带来的较大幅度煤电企业经营压力。此外，考虑到在可再生能源占比不断提高的电力系统中，煤电实际上更多的承担了系统辅助服务及容量备用功能。为体现合理性及公平性，《指导意见》在配套改革举措中提出完善辅助服务电价形成机制，以补偿燃煤发电合理成本。对于燃煤机组利用小时数严重偏低的省份，建议可探索建立容量补偿机制。

同时，对于此轮进入市场的工商业用户，由于设定了最高不超过10%的上浮系数，且2020年暂不上浮，该类用户进入市场的价格风险也基本可控。

(三)稳定发电侧上网电价体系

在原有政策体系中，燃煤机组标杆上网电价通常起到参照系作用，新能源上网电价中补偿部分、核电、燃气发电、跨省跨区送电价格多与燃煤机组标杆上网电价相挂钩。为了避免煤电价格调整对其它类型电源价格的过幅影响，《指导意见》指出上述各类发电、送电项目参照系仍取定为相对固定的基准价，暂不与“基准价+上下浮动”相挂钩。

《指导意见》在实施安排部分明确，各地要结合当地情况制定细化实施方案。笔者建议，在细化实施方案中，各地要根据当地实际情况，重点细化执行“基准价+上下浮动”价格机制的这部分燃煤发电电量的市场化交易方式，做好新参与市场的工商业用户用电价格与原有分时电价政策的衔接，确保改革提出的核心举措平稳落地。(电力规划设计总院副院长 吕世森 )