記者 | 席菁華
燃煤價格攀升，電力供需緊張，煤電企業(yè)經(jīng)營承壓，部分地區(qū)交易電價開啟上浮通道。
9月7日，廣西發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善廣西峰谷分時電價機制方案公開征求意見的公告》顯示，在平段電價基礎(chǔ)上，上、下浮50%形成高峰電價和低谷電價，并將高峰電價上浮20%形成尖峰電價。
8月31日，廣東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》，明確10月起執(zhí)行分時電價政策，峰平谷比價從1.65︰1︰0.5調(diào)整為1.7︰1︰0.38。尖峰電價在峰谷分時電價的峰段電價基礎(chǔ)上上浮25%。
貴州省發(fā)改委此前也下發(fā)通知，自10月起，在銷售側(cè)試行為期兩年的峰谷分時電價，峰段電價在平段電價為基礎(chǔ)上浮50%。
此前，貴州省是全國不實行分時峰谷電價政策的兩大省份之一，另一個省份為西藏自治區(qū)。
安徽省也出臺了季節(jié)性尖峰電價和需求響應(yīng)補償電價政策征求意見，將對執(zhí)行峰谷分時電價的工商業(yè)電力用戶試行尖峰電價政策，用電價格在當日高峰時段電價基礎(chǔ)上每度上浮0.072元。
寧夏也將于10月1日起執(zhí)行分時電價機制優(yōu)化方案，根據(jù)需要適時調(diào)整分時電價時段劃分、浮動比例及執(zhí)行范圍。
此外，陜西、山東、甘肅等地表示正陸續(xù)研究制定分時電價機制，將適時推行尖峰電價。
峰谷分時電價機制是基于價格的有效需求響應(yīng)方式之一，將一天劃分為高峰、平段、低谷，進行分時段計價，每個時段的電價不一樣，高峰和低谷電價往往相差3-4倍，從而引導(dǎo)電力用戶削峰填谷、保障電力系統(tǒng)安全運行。
華北電力大學(xué)教授，能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心主任曾鳴對界面新聞表示，執(zhí)行峰谷分時電價，是各地在貫徹國家發(fā)改委、能源局兩部委下發(fā)的《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》政策文件，著眼于整個電力系統(tǒng)未來發(fā)展和市場化改革，從供需兩側(cè)，推動電力市場化改革進程，使得價格信號能夠更好地反應(yīng)用電需求。
7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求科學(xué)劃分峰谷時段，合理確定峰谷電價價差，建立尖峰電價機制，充分發(fā)揮分時電價信號作用。
8月24日，南方電網(wǎng)出臺《關(guān)于推動落實國家進一步完善分時電價機制的通知》明確，將進一步完善分時電價機制，建立尖峰電價，拉大峰谷電價差。
曾鳴告訴界面新聞，峰谷分時電價機制，也將對緩解煤電虧損，保證迎峰度冬起作用。
今年以來，國內(nèi)煤炭供需持續(xù)偏緊，動力煤價格淡季不淡，煤價大幅上揚并維持高位運行。6月迎峰度夏以來，煤炭價格高企難跌，煤電企業(yè)產(chǎn)銷成本嚴重倒掛，經(jīng)營壓力凸顯。
據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會（下稱中電聯(lián)）稱，今年上半年原煤產(chǎn)量增速比同期煤電發(fā)電量增速低8.7個百分點，累計進口煤炭同比下降19.7%，二季度市場電煤價格快速攀升，居歷史高位，電煤采購及保供工作難度加大。
中電聯(lián)稱，6月部分大型發(fā)電集團標煤單價同比上漲50.5%，煤電企業(yè)虧損面明顯擴大，煤電板塊整體虧損。
據(jù)界面新聞獲悉，8月，大唐國際發(fā)電、北京國電電力(600795.SH)、北京京能電力等11家燃煤發(fā)電企業(yè)聯(lián)名請示，希望重新簽約北京地區(qū)電力直接交易10-12月年度長協(xié)合同，提出允許市場主體實行“基準價+上下浮動”中的上浮交易電價。
該請示稱，今年京津唐電網(wǎng)燃煤電廠成本已超過盈虧平衡點，與基準電價嚴重倒掛，燃煤電廠虧損面達到100%。此外，煤炭庫存普遍偏低，發(fā)電能力受阻，企業(yè)經(jīng)營狀況極度困難，部分企業(yè)已出現(xiàn)了資金鏈斷裂。
9月9日，界面新聞從一位沿海港口煤炭分析人士處獲悉，采暖季將至，產(chǎn)地市場銷售保持活躍，環(huán)渤海港口市場貨源緊缺，港口存煤仍在下降。與此同時，終端電廠維持剛需采購，加上化工、建材行業(yè)的煤炭需求旺盛，優(yōu)質(zhì)資源出現(xiàn)供不應(yīng)求，港口煤價繼續(xù)上漲。
他對界面新聞表示，上調(diào)電價能夠緩解電廠經(jīng)營緊張局面，但解決問題的關(guān)鍵還在煤炭供應(yīng)量的提升。
9月6日，中電聯(lián)官網(wǎng)刊文稱，近期坑口煤價高位小幅上漲，主要因北方地區(qū)電廠冬儲煤采購已開啟。8月26日-9月2日，中國沿海電煤采購價格指數(shù)5500大卡綜合價報910元/噸，環(huán)比前周上漲2.2%，較上年同期高約65%。
目前，已有多省份允許電力交易價格可以上浮。
7月，內(nèi)蒙古工信廳、發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于明確蒙西地區(qū)電力交易市場價格浮動上限并調(diào)整部分行業(yè)市場交易政策相關(guān)事宜的通知》。
該通知也表示，火電行業(yè)陷入“成本倒掛發(fā)電、全線虧損的狀態(tài)”，已嚴重影響到了蒙西地區(qū)電力市場交易的正常開展，并對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行及電力平衡帶來重大風(fēng)險，因此，允許蒙西地區(qū)電力交易市場價格在基準價的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。
中金公司研報分析稱，蒙西地區(qū)率先明確電價上浮空間，將幫助火電實現(xiàn)盈利邊際改善，此次調(diào)整也是2017年以來“降電價”和浮動電價政策推出后，首次放開電價管控。
8月，云南省電廠平均交易價同比提升9.38%；寧夏發(fā)改委發(fā)布通知，允許煤電月度交易價格在基準價的基礎(chǔ)上，可上浮不超過10%。
隨后，上海市經(jīng)濟和信息化委員會發(fā)布《關(guān)于開展2021年上海市電力用戶（含售電公司）與發(fā)電企業(yè)直接交易工作的補充通知》，明確進一步完善“基準價+上下浮動” 電力市場價格形成機制， 取消燃煤標桿上網(wǎng)電價“暫不上浮”的規(guī)定。
9月1日，上海市發(fā)改委發(fā)布關(guān)于印發(fā)《進一步規(guī)范本市非電網(wǎng)直供電價格行為工作指引》的通知提出，非電網(wǎng)直供電終端用戶用電價格按照“基準電價+上浮幅度”確定，最大上浮幅度不得超過10%。
國泰君安研報表示，當前電力供需緊張疊加高煤價的形勢，有望推動電價機制改革提速，還原電力商品屬性。市場化交易價格有望成為改革的抓手，允許市場電價上浮的政策有望在其他省份陸續(xù)推出。
2019年9月，中國提出自2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將此前的標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。
基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定。
但當時政策規(guī)定，2020年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。