新華財經北京11月2日電 今年10月，國家發展改革委發布了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《通知》）。這次電價改革進一步突出了市場化的取向。從發電側來看，2019年，價格主管部門就出臺了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，建立了“基準價 上下浮動”的市場化電價機制，各地燃煤發電通過參與電力市場交易，由市場形成價格。此前，約有70%的燃煤發電量是通過參與電力市場形成上網電價，此次改革明確推動其余30%的燃煤發電量全部進入電力市場，從而實現了發電側上網電價的全面放開。從用電側來看，目前大約44%的工商業用電量已通過參與市場形成用電價格。此次改革，明確提出有序推動工商業用戶都進入電力市場，按照市場價格購電，同時取消長期實行的工商業目錄銷售電價。

加快電價改革勢在必行

前一段時間，由于供給端與需求端的不匹配，煤炭價格快速上漲，而燃煤發電成本由于無法通過市場向終端用戶傳導，電力供應緊缺，多地出現拉閘限電的情況，引起社會廣泛的關注。

從供給端來看，今年前9個月原煤產量同比增長約6%，剔除春節及去年基數偏低等因素的影響，今年國內原煤產量實際增長幅度偏低，煤炭增產相對較慢。進口補充方面，煤炭市場供給受到海外疫情等因素的影響，呈現出進口量減價增的狀況，煤炭進口數量遠低于往年同期，進口價格也快速上漲，直接影響到南方部分地區煤炭的正常供給。

從需求端來看，由于我國經濟運行持續恢復，電力消費增長較快，加之天氣轉冷等因素，供需水平的不匹配導致前期一些地方出現拉閘限電，如廣東省內多地工業企業被要求“開三停四”甚至“開二停五”、“開一停六”錯峰用電。

前期出現的較大范圍電力供應短缺、拉閘限電現象的原因是多方面的，表面上看，是由于燃煤發電不足，但深層原因是長期存在的“市場煤”與“政府電”的矛盾，由于煤炭價格的合理上漲導致的發電成本難以通過電價“順”出去。因此加快電價改革勢在必行。

體現市場導向同時堅持保居民保農業用電

此次電價改革具有以下三個鮮明的特點：

一是保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定。這次改革方案中堅持了保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定，即居民、農業、公益性事業用電仍然是由電網企業保障供應，繼續執行目前價格水平不變。

二是高耗能行業由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。這次改革明確了高耗能企業市場交易電價不受上浮20%的幅度限制，也就是說，高耗能企業的交易電價允許上浮更多。雖然對于高耗能企業而言，可能面臨著用電成本大幅上升的風險，但是，這也有利于遏制高耗能行業盲目發展，激勵高耗能企業加大技術改造投入、提高能源利用效率，更好地消化電價上漲的影響。

三是關注區域電力市場交易，促進電力資源在區域間或更大范圍內優化配置。10月15日，國家發展改革委修訂印發《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》（以下簡稱《定價辦法》），進一步提升跨省跨區專項工程輸電價格核定的科學性、合理性，支持新能源跨省跨區消納，更好服務區域電力市場交易，促進電力資源在更大區域范圍內優化配置。

《定價辦法》從“建立事前核定、定期校核的價格機制”“增加成本監審相關內容”“明確專項工程范圍及單一電量電價形式”“強化輸電價格監管”“提升輸電價格靈活性”“強化細化激勵措施”和“明確定期校核機制和經營期滿后定價原則”等七個方面對現行定價辦法進行了改進與完善，為進一步提升專項工程輸電價格機制靈活性、促進跨省跨區電力市場交易預留了空間。

對當前價格影響有限 對長遠有利于保障能源安全

對于工商業用戶而言，全面放開燃煤發電上網電價，擴大上下浮動范圍，可能會推升工商業用戶用電成本。特別是對于高耗能企業，其用電成本會增加更多。這就要求相關企業加快技術進步，努力提高消化能力，盡量減少通過漲價轉嫁給下游企業和消費者。

電價是整個價格體系的一個基礎，電價調整對很多產品和行業會產生一些反應。由于此次改革中保持了居民、農業用電價格的穩定，因此對居民消費價格指數（CPI）的影響較小。而由于市場交易電價上浮，上游生產企業用電成本的增加可能會推動工業生產者價格指數（PPI）的上升。但考慮到不同用戶的情況，有關部門還作出了一系列針對性安排：一是各地根據情況有序推動工商業用戶進入市場，并建立電網企業代理購電機制，確保平穩實施；二是鼓勵地方通過采取階段性補貼等措施對小微企業和個體工商戶實行優惠；三是繼續落實好已經出臺的支持民營企業發展、中小微企業融資、制造業投資等一系列惠企紓困措施。

同時，根據近期供需形勢的需要，山西、內蒙古、陜西等地區在保障安全生產的前提下，推動具備增產潛力的煤礦盡快釋放先進產能，加快已核準且基本建成的露天煤礦投產達產。因此，隨著煤炭供應狀況的改善，總體上看對價格水平的影響是有限的。

從短期來看，此次改革有利于緩解煤價高企給發電企業帶來的巨大成本壓力，從而促進電力生產，緩解電力供應緊張，保障電力安全穩定供應。山東電力交易中心的數據顯示，10月15日，共有49家燃煤發電企業（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%。而根據江蘇省發改委披露，江蘇省同日組織開展了10月中旬月內掛牌交易，共成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦時。

從長遠來看，必將有利于構建“能跌能漲”的市場化電價機制，加快推動電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發展，促進電力行業的高質量發展；有利于引導工商企業和居民合理用電，加快企業綠色化轉型，助力“雙碳”目標實現；更有利于保障國家能源安全。