本報記者 昌校宇

    見習(xí)記者 楊潔

    “管住中間、放開兩頭”，10月15日，隨著新一輪電價改革啟動，中國電力市場化改革又邁出重要一步。

    《證券日報》記者查詢各地電力交易中心官微后發(fā)現(xiàn)，電價改革啟動3天以來，山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準電價“頂格上浮”（不超過上浮20%的價格最大值）。

    接受《證券日報》記者采訪的專家認為，電價改革擴大了市場交易電價的上浮范圍，有利于平衡現(xiàn)階段電力市場各方矛盾沖突與利益訴求，緩解電力供應(yīng)緊缺情況。

    緩解電力供應(yīng)緊缺局面

    10月8日召開的國務(wù)院常務(wù)會議（簡稱“國常會”）強調(diào)，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過20%，并做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。

    為落實國常會工作部署，10月12日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》明確四項重要改革內(nèi)容：一是有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價；二是擴大市場交易電價上下浮動范圍，擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制；三是推動工商業(yè)用戶都進入市場；四是保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。新規(guī)自10月15日起實施。

    天風(fēng)期貨研究所煤炭研究員康健對《證券日報》記者表示，今年以來，作為發(fā)電主要動力來源的煤炭價格節(jié)節(jié)走高，秦皇島港發(fā)熱量5500大卡的動力煤已從3月份的600多元/噸上漲至當(dāng)前的2350元/噸。與煤價相比，電價則相對剛性，燃煤發(fā)電市場交易價格的浮動范圍在此輪電價改革前僅可上浮10%。雖然燃煤電廠在國家統(tǒng)一指揮下仍堅持保障電力供應(yīng)，但不斷累積的虧損卻在客觀上影響了發(fā)電的積極性。此輪電價改革擴大了市場交易電價的上浮范圍，在一定程度上緩解了燃煤電廠的虧損問題，有利于電力供應(yīng)穩(wěn)定。

    《證券日報》記者發(fā)現(xiàn)，在此輪電價改革實施首日，山東、江蘇等地電力市場成交價均較基準價有所上浮，基本觸及此輪電價改革要求的上限。例如，10月15日，山東電力交易中心組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易，共有49家燃煤發(fā)電企業(yè)（97臺機組）與79家售電公司和5家電力用戶參與，成交電量110.7億千瓦時，成交均價較基準電價上浮19.8%；江蘇同日組織開展了10月中旬月內(nèi)掛牌交易，共成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦時，較基準價上浮19.94%。

    北京特億陽光新能源總裁祁海珅從兩方面向《證券日報》記者解析稱，電價改革首日，江蘇省和山東省成交電價上浮近20%，直抵最高浮動電價上限，主要有兩方面原因：一是江蘇省和山東省是我國除內(nèi)蒙古自治區(qū)外火力發(fā)電最高的省份，也是除廣東省和浙江省外電力缺口最大的省份，減排壓力也較大。在內(nèi)蒙古自治區(qū)不缺電力還外送電力的情況下，江蘇、山東、廣東、浙江等四省的外購電力需求最大。二是電價接近20%的“頂格上浮”成交，說明購電省份的電力市場需求旺盛，當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展動能強勁。

    實際上，今年八九月份已有部分地區(qū)下發(fā)電價改革方案。例如，貴州、廣東等省份先后發(fā)布通知，執(zhí)行分時電價政策，在平段電價基礎(chǔ)上，上下浮動一定比例，形成高峰電價和低谷電價，引導(dǎo)電力用戶削峰填谷，保障電力系統(tǒng)安全運行。此外，浙江省發(fā)改委將分時電價政策調(diào)整范圍限定為大工業(yè)電價用戶（不包括國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電等），一般工商業(yè)、居民、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)等電價用戶的分時電價政策本次不調(diào)整；一般工商業(yè)電價用戶自2024年起全部執(zhí)行分時電價，具體價格和峰谷時段另行制定。

    IPG首席經(jīng)濟學(xué)家柏文喜對《證券日報》記者表示，競爭化與市場化交易形成的電價，可以較好地平衡發(fā)電側(cè)、配電側(cè)與電力用戶的供求關(guān)系，引導(dǎo)電力資源配置與產(chǎn)銷，促進電力生產(chǎn)，以提升電力保供能力，是現(xiàn)階段平衡電力市場各方矛盾沖突與利益訴求的較好方式。

    “價格機制改革是電改的核心。”無錫數(shù)字經(jīng)濟研究院執(zhí)行院長吳琦對《證券日報》記者表示，電價改革的意義是緩解當(dāng)前煤電矛盾和限電現(xiàn)象，緩解電力供應(yīng)緊缺的困境，讓電價更好地反映電力市場供需形勢和發(fā)電企業(yè)的成本變化，建立市場化電價形成機制；引導(dǎo)工商企業(yè)和居民理性用電、綠色用電，嚴控“兩高”項目盲目發(fā)展，助力“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)。

    上市公司回應(yīng)市場關(guān)切

    電價改革也獲得資本市場的關(guān)注，部分投資者在滬深交易所互動平臺，對相關(guān)產(chǎn)業(yè)的上市公司經(jīng)營情況和應(yīng)對措施等進行了提問，上市公司給予了積極回應(yīng)。

    深圳一家上市公司回應(yīng)稱：“公司2021年上半年市場化電量占比約37.90%。公司將緊跟電力市場改革形勢，主動適應(yīng)電力市場，加強電力市場營銷能力建設(shè)，爭取更優(yōu)的電價。”

    另一家新能源公司則回應(yīng)稱，“目前現(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制為‘基準價+上下浮動’的市場化價格機制，基準價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價確定，此次修改對上下浮動范圍做出了調(diào)整，若基準價上調(diào)，將對公司收入和盈利產(chǎn)生積極影響。”

    康健認為，“電價改革在一定程度上提高了電力企業(yè)的售電價格，但當(dāng)前煤價依然較高，燃煤電廠需要通過與煤炭生產(chǎn)企業(yè)簽訂長協(xié)保供協(xié)議來保障電煤供應(yīng)穩(wěn)定，同時平滑電力生產(chǎn)成本。高耗能企業(yè)則要重新考慮其生產(chǎn)成本，改善生產(chǎn)工藝，提高能源利用效率，踐行國家制定的經(jīng)濟發(fā)展模式由粗放型向集約型轉(zhuǎn)變的戰(zhàn)略方針，提升產(chǎn)品的附加值和定價權(quán)。”

    在吳琦看來，電價改革將帶來多方面影響。首先，對發(fā)電企業(yè)來說，有利于緩解煤價高企帶來的巨大成本壓力。發(fā)電側(cè)全面放開煤電機組進入市場，用電側(cè)推動工商業(yè)用戶全面進入市場，按市場價格購電，有利于形成發(fā)電側(cè)和售電側(cè)“多買多賣”的競爭性市場。其次，對電網(wǎng)企業(yè)來說，將逐步退出經(jīng)營性用戶的統(tǒng)購統(tǒng)銷業(yè)務(wù)，回歸提供輸配電、保障性用戶供電服務(wù)的本源和主業(yè)。第三，對高耗能企業(yè)來說，交易電價上浮更多，用電成本將大幅上升，有利于遏制高耗能行業(yè)盲目發(fā)展，推動企業(yè)加大節(jié)能技改投入和綠色化轉(zhuǎn)型力度。