《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》的發布，改變了我國電力市場“能跌不能漲”的狀態，還原了市場本質與電力商品屬性，為保障電力供應提供了堅實支撐。

10月12日，國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），要求有序放開全部燃煤發電、全部工商業用電進入市場，擴大交易價格上下浮動比例，建立電網企業代理購電和保障居民農業用電價格穩定有關機制。在當前煤價高漲、“煤-電頂牛”矛盾突出時期，這一政策改變了我國電力市場“能跌不能漲”的狀態，還原了市場本質與電力商品屬性，為保障電力供應提供了堅實支撐。

煤電基準價上浮空間加大，

燃煤發電企業積極性提高

火電是最穩定可靠的電源之一，一直是我國電力供應的主力軍，在電力保供中的地位和作用極為重要。近年來火電裝機容量和發電量雖然占比有所下降，但仍然占據絕對主導地位。截至今年9月底，國家電網有限公司經營區域火電裝機容量和發電量比重仍然高達57%和69%。

今年4月以來，由于煤炭供給不足、用能需求旺盛，“供需錯配”導致煤炭價格快速上漲，燃煤發電成本突破歷史高位。1～8月煤炭供給量同比增加4.4%，而全國煤炭消費量增加了11%。較大的煤炭供需缺口導致價格大幅上漲，1～8月煤炭長協和現貨加權平均價格上漲約20%；9～10月煤炭價格大幅上漲，目前秦皇島5500千卡動力煤現貨價格每噸已突破2500元。燃煤發電企業“買不到煤”“買不起煤”矛盾凸顯。

受電煤供應不足和煤價高企等因素影響，煤電企業發電意愿不足，保供壓力巨大。9月末，國家電網有限公司經營區域全網缺煤停機、事故停機容量達1.04億千瓦，出力受阻1.25億千瓦，火電出力不足裝機容量的65%，給電力安全穩定供應帶來極大壓力。

國家發改委于10月12日發布了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，其中關于工商業用戶煤電價格可以上浮20%，其中高耗能企業可以突破20%的價格政策，對處于經營困境中的煤電企業可謂雪中送炭，有利于提高煤電企業發電的積極性。

按煤電基準價和2020年各地發電量結構計算，全國煤電綜合基準價若全部按照“上浮20%”執行，約可覆蓋噸標煤價格成本250元。若與今年燃煤實際發電綜合上網電價相比，則可覆蓋噸標煤價格成本320元。總體上可以覆蓋1～8月的煤價綜合漲幅，但遠不能覆蓋9～10月煤價的上漲幅度。

解決煤價上漲問題，一是要增加煤炭產能。國家礦山安監局10月20日表示，當前153處符合保供條件的煤礦，可增加產能約2.2億噸/年。二是要依法對煤炭價格實施干預措施。國家發展改革委10月19日表示，將嚴厲打擊散播虛假信息、價格串通、哄抬價格、囤積居奇等違法行為，切實維護市場秩序。預計隨著這些措施的實施，煤價的上漲勢頭將得到遏制，在煤炭供需平衡時，價格將回落到正常水平。

價格信號

將引導用戶優化用電行為

推動工商業用戶進入市場，落實市場交易電價浮動政策，有利于促進用戶節能降耗，緩解供需矛盾。

目前，我國約44%的工商業用電量已經通過市場形成價格，其余工商業用電還未進入市場，執行的是政府制定的目錄電價。此次工商業用戶全部進入市場，用戶綜合均價會出現一定幅度的上升，這樣的電價調整，將大大刺激用戶節約用電。特別是，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%的限制，對降低企業能耗、化解電力供需矛盾則更為有利。

當前，我國GDP能耗與世界平均水平及發達國家的GDP能耗仍有較大差距，為世界平均水平的1.3倍、OECD國家的2.7倍。我國高耗能行業用電量約占工業用電量的40%，目前針對高耗能行業已執行了包括差別電價、懲罰性電價和階梯電價等在內的環保電價機制，將高耗能企業推向市場并不限制電價上浮比例后，將進一步增加其用能成本，促進其通過技術升級、優化生產、加強管理等措施降低用電需求，緩解電力供需矛盾。

推動煤電、工商業用電全部進入市場，銜接分時電價政策，對保障電力供需平衡將發揮更為重要的作用。

一是有利于引導用戶削峰填谷。從20世紀80年代開始，我國試行并推廣峰谷分時電價制度，目前，對工商業用戶普遍執行該政策。實踐表明，峰谷分時電價政策是有效引導用戶削峰填谷的重要舉措。本次改革全部工商業用戶進入市場，并要求做好與分時電價政策的有效銜接，將使工商業用戶無論是直接參與市場交易，還是通過售電商或電網代理購電，都可感知分時電價信號，從而可以主動按照電力系統的負荷曲線合理安排用電——高峰少用、低谷多用，自覺為保障電力供需平衡做出貢獻。特別是本次電價整體上浮，峰谷價差將在原來的基礎上進一步擴大，對激勵削峰填谷更為有效。

二是引導合理供給。煤電全部參與市場，在較大峰谷電價差的引導下，將極大地提高煤電參與高峰供電的積極性。

三是有利于促進用戶側儲能發展，提高用戶響應負荷調節的靈活性。當前工商業用戶側儲能項目的充放電價差如果超過每千瓦時0.6元，項目將具有經濟性。我國大部分地區峰谷價差都能滿足儲能項目的經濟性要求。本次煤電價格調整，峰谷價差進一步擴大，更有利于激勵社會資本投資用戶側儲能，從而提高用戶用電的靈活性，用戶可通過動態響應電價信號，低價充電高價放電，既能降低用電成本、獲得合理收益，也對保障電力供需平衡產生積極作用。

容量、輔助服務市場應加緊建設

將煤電全部推入市場，“加強輔助服務市場建設，探索建立市場化容量補償機制”，是引導電源投資、保障中長期電力供應充足的重要措施。

電力系統容量充裕性是電力可靠供電的重要保障，世界各國對此都極為重視。在一個完善的市場中，通過建立容量補償機制，利用價格信號引導電源投資，是保障電力長期可靠供應的重要措施。我國在將煤電全部推向市場、且電量市場難以幫助煤電企業足額回收成本的情況下，建設容量市場是我國電力市場建設的迫切需要。電力容量市場建設，宜以省內試點起步，再在受端大區建立容量市場，最后向全國統一市場過渡。

首先，試點式推進省級容量市場建設，由市場決定容量補償價格，政府僅對容量需求設定邊界，單位容量補償價格由市場自然形成。由于外來電及本地可再生能源對煤電等發電容量資源形成的共同擠壓矛盾更突出， 因此受端省份可優先建立容量市場。省級容量市場通過拍賣形成價格信號，發現容量價值，引導發電投資， 留足時間建設新的發電機組。然后， 建立區域容量市場，該市場價格引導區域間發電容量互濟，同時也避免省間電量交易價格受省級容量市場影響發生扭曲。最后，建立基本規則統一的全國容量市場，保證全國容量價格信號的一致性，促進更大范圍容量資源優化，為全國電量市場交易奠定基礎。

此外，完善輔助服務市場，釋放輔助服務價格信號，也是保障發用側資源長期充裕的重要舉措。風電、光伏發電具有間歇性和波動性特征，可再生能源滲透率提升后，對系統輔助服務需求明顯增加。

當前輔助服務市場規模小，輔助服務資源明顯低于國外成熟市場， 2020年輔助服務總補償金額僅占發電側總電費的約1.5%，其中約4成還是調峰費用，而國外成熟市場一般該比率在5%左右，且不含調峰費用。因此， 我們更需要加強輔助服務市場建設， 利用輔助服務價格向市場主體充分反映輔助服務價值，通過價格信號激勵各類主體對輔助服務相關設施的投資意愿，提升發電廠、儲能設施、虛擬電廠、聚合商等發用側各類資源參與的積極性，保障輔助服務資源長期充裕，確保系統安全穩定運行。