电价机制或改变！调整煤电基准价、放宽中长期交易价格20%浮动限制！

　　11月8日中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》。其中提到，为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。

　　（来源：北极星售电网 作者：Rosa）

　　中电联认为，当前电价机制存在煤电价格形成机制矛盾突出，电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本等问题。

　　对此，中电联建议：煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时；选择试点，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽。

　　这意味着，我国电价机制或将发生改变！

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　　20%浮动限制或被放宽

　　中电联建议，科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择试点，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽。这意味着市场化交易价格将迎来更大的浮动空间。

　　2021年11月5日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号)，其中提到，从10月15日开始，对燃煤发电电量上网电价有序放开，上下浮动原则上调均为不超过20%。高耗能企业市场交易电价则不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。

　　自从电价改革实施后，多地电力市场成交价均实现20%顶格上浮。电价改革实施首日，江苏省和山东省成交电价上浮近20%，直抵最高浮动电价上限。江苏、陕西等地的2022年年度双边交易均价也逼近了顶格线。这在一定程度上缓解了燃煤电厂的亏损问题，保证了电力的供应稳定。

　　根据近期火电企业披露的三季度业绩预告显示，今年以来，发电企业的业绩情况有所好转，然而当前煤电联动带来的电价上涨尚无法弥补其因煤价上涨导致的全部亏损。

　　据显示，前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右，大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅。

　　如今，各地2023年电力中长期合同签订在即，是否会受到影响，还未知。

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　　煤电基准价或调整到0.4335元/千瓦时

　　近年来，国内各地煤电基准电价在0.25-0.45元/千瓦时之间，平均约为0.38元/千瓦时。其中安徽省为0.3844元/千瓦时，最接近平均值。

　　全国各地煤电基准价见下图：

　　上表的煤电基准价是2019年确定的，当时测算对应的是秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨。然而2021年以来，我国电煤价格长期高企，2022年来电煤价格持续在800元/吨以上。煤价上涨，煤电基准价却没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。

　　对此中电联建议，建立完善煤电基准价联动机制。可以将秦皇岛港5500千卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。在联动后的基准价水平上再实施上下浮动。即秦皇岛港5500千卡下水煤基准价675元/吨对应全国平均煤电基准价0.4335元/千瓦时（2022年10月31日国家发改委办公厅发布特急通知——《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，明确下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行）。

　　在中电联近期发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中，就曾经提到，对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。

　　中电联提到，电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。据了解，我国煤电上网电价从2004年开始执行标杆上网电价，期间根据煤电联动机制共调整九次，2019年，国家发改委发布1658号文，规定自2020年1月1日起，取消煤电联动机制，改为“基准价+上下浮动”市场价格机制。基准价包含脱硫、脱硝、除尘电价，由市场形成的上网电价，其包含脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

　　如果电价构成调整，也将使我国的电价机制得到进一步完善。

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　　对于市场主体各方的影响

　　有业内人士表示，新一轮电力体制改革的核心就是市场化，还原电力的商品属性。对于整个电力市场而言，电价将更好地反映电力市场供需形势和发电企业的成本变化。平衡现阶段电力市场各方矛盾冲突与利益诉求，确保电力稳定可靠供应。

　　目前来看，火电依然是我国能源结构的重要支撑，对火电企业来说，有利于缓解煤价高企带来的巨大成本压力。由于发电侧已经全面放开煤电机组进入市场，同时也有利于形成发电侧和售电侧“多买多卖”的竞争性市场。

　　对于新能源企业来讲，市场化交易将迎来更多机会。碳中和与能耗双控背景下，可再生能源将成为未来的发电主体。风电、光伏在保障利用小时数之外的电量，可通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳，电量和电价都由市场决定，新能源的价格优势和环境属性将得到体现。尤其是在现货市场中降低下限价或提高上限价，均有利于扩大峰谷价差范围，增强对调峰的引导作用，有利于促进新能源消纳。

　　对于用电侧来讲，用能成本或将增加。建议企业合理利用峰谷分时电价政策，错峰用电合理用能。通过配置储能、开展综合能源、使用绿色电力等方式改变用电结构和时段。

　　对于售电公司来讲，应合理疏导矛盾。看准时机发展“售电+储能”业务，既能起到削峰填谷的作用，又可以帮助用户合理利用分时电价政策，提高低谷时段用电比重、降低高峰时段用电比重，从而实现用户用电降费的目标。向用户提供综合能源服务，根据用户需求，为用户提供个性化、多元化和套餐式的能源服务方案。

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