电价市场化改革有待供需齐发力

煤电价格倒挂问题由来已久，改革完善煤电价格市场化形成机制，尽快理顺煤电价格关系，是有效化解煤电博弈、保障电力稳定供应的重中之重。要严格落实并发挥好煤电“基准价+上下浮动”机制的作用，维护好电力市场公平、公正、公开的运营秩序和发展环境。

日前，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，就燃煤发电上网电价改革提出了四方面具体举措，引发了广泛关注。此前，国务院常务会议就进一步做好今冬明春电力和煤炭等供应作出部署，强调要改革完善煤电价格市场化形成机制。

煤电价格倒挂问题由来已久，用市场化手段解决这一问题，方向无疑是正确的。不过，从近年来实践看，煤电博弈的背后还存在诸多有待破解的深层次问题，而这些问题的集中暴露也正是引发本轮部分地区“拉闸限电”“有序用电”的主要原因之一。

煤电价格改革，首先要从煤说起。煤炭从用途看可分为动力煤、化工用煤和炼焦煤三大类。其中，化工煤、炼焦煤早在上个世纪90年代就已实现了市场化定价，而动力煤中绝大部分是用于发电或供热的电煤，其价格仍实行国家定价。在市场煤价格持续大涨的情况下，煤企难免不愿意把煤卖给电厂，而电厂也基本买不起市场煤，这直接导致了电煤储量的不断减少，且新能源发电尚不能及时补上，使得电力供应缺口持续扩大。

在此背景下，改革完善煤电价格市场化形成机制，尽快理顺煤电价格关系，推动煤炭和电力行业实现良性互动、协调发展，是有效化解煤电博弈、保障电力稳定供应的重中之重。

早在2004年，国家发展改革委将传统的煤电企业“一机一价”定价办法，改为煤电“标杆价”并辅助以煤电价格联动机制。但近年来，电煤价格变化与电力需求走势出现了一定程度的背离，“标杆价”由于缺乏弹性执行机制，很难对此作出及时适度的反应，改革煤电价格形成机制势在必行。

“基准价+上下浮动”的煤电价格形成机制自2020年起正式取代了标杆电价机制。应该说，“基准价+上下浮动”的煤电价格形成机制，对于加快我国发电行业引入竞争机制等方面具有积极促进作用。但也要看到，我国电力行业的市场化改革尚未完成，也不可能一蹴而就，新的煤电价格形成机制必须在供需两端协同发力，要在实际运行中不断加以调整，以不断适应市场环境的变化。

在发电侧，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场化交易电价上下浮动范围，确保价格形成机制更具灵活性、针对性。改革后，市场交易电价上、下浮动范围分别由现行的不超过10%、15%，调整为上下浮动范围原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。这些举措充分考虑了供需双方的市场诉求，有利于促进发电行业平稳运行，保障电力安全稳定供应。

在用电侧，要在保持居民、农业、公益性事业电价稳定的基础上，推动工商业用户全部进入市场，进一步增加电力市场交易主体数量、扩大交易规模，以更充分地反映出电力供求关系变化，加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用，更好地推动新型电力系统构建，同时更好地发挥政府作用。

当前，我国竞争性电力市场仍处于初步阶段，在这个过程中，要严格落实并发挥好煤电“基准价+上下浮动”机制的作用，不仅要杜绝对合理范围内正常浮动的市场价格进行不当干预，更不能对电力用户和发电企业进入市场设置不合理门槛，切实维护好电力市场公平、公正、公开的运营秩序和发展环境。

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