記者 | 王勇
面對煤價上漲壓力，多地開始放開電價上浮限制。
9月27日，湖南省發(fā)改委印發(fā)《湖南電力市場燃煤火電交易價格浮動機制試行方案》（下稱《湖南方案》）。
《湖南方案》提出，在確定電力市場交易基準價格的基礎上，引入燃煤火電企業(yè)購煤價格作為參數(shù)，按一定周期聯(lián)動調整交易價格上限，建立與煤炭價格聯(lián)動的燃煤火電市場交易價格上限浮動機制，合理體現(xiàn)發(fā)電、用電成本，降低市場風險。
根據(jù)《湖南方案》，參數(shù)選取以湖南省統(tǒng)調燃煤火電企業(yè)平均到廠標煤單價為測算依據(jù)，參考中國煤炭資源網(wǎng)發(fā)布的“CCI5500綜合價格指數(shù)”，確保測算依據(jù)真實可信。
每月15日前，湖南省發(fā)改委負責匯總近一個月全省統(tǒng)調燃煤火電企業(yè)購煤合同，通過加權平均計算平均到廠標煤單價。實行月內交易后，按最小交易周期測算平均到廠標煤單價。
根據(jù)基準價格及浮動機制，湖南省將在現(xiàn)行燃煤火電上網(wǎng)基準價格下，當全省統(tǒng)調燃煤火電企業(yè)平均到廠標煤單價超過1300元/噸，煤價每上漲50元/噸，燃煤火電交易價格上浮1.5分/千瓦時，上浮幅度最高不超過國家規(guī)定。
據(jù)界面新聞獲悉，目前動力煤市場價已經(jīng)超過1300元/噸，但平均年度、月度長協(xié)煤炭價格未到此水平。
《湖南方案》還特別指出，如煤價過高，交易價格上限上浮到最大值仍不能完全疏導火電燃料成本，超出部分的成本通過延長交易價格上浮時間疏導，交易上限價格上浮的延長時間可以累加。燃煤火電上網(wǎng)基準價發(fā)生變動后，重新確定基準煤價和交易價格上限浮動范圍。
湖南省發(fā)改委稱，該方案從今年10月起實施，如市場出現(xiàn)突發(fā)情況，將調整或暫停該機制。
9月27日，安徽省能源局也印發(fā)了《關于調整2021年四季度電力直接交易有關事項的通知》（下稱《安徽省通知》），其中提到，今年受全國煤價大幅上漲影響，安徽省煤電企業(yè)燃料成本與基準電價嚴重倒掛，發(fā)電能力受到制約，嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩(wěn)定供應。
《安徽省通知》提出，2021年四季度電力執(zhí)行直接交易價格上浮機制，煤電直接交易價格在基準電價（0.3844元/千瓦時）的基礎上可上浮不超過10%；允許合同雙方按照自主自愿、平等協(xié)商的原則，對2021年后續(xù)月份未執(zhí)行的電力直接交易合同協(xié)商一致后，由交易雙方報交易機構調整市場交易價格。該通知執(zhí)行期限為2021年10-12月。
據(jù)界面新聞梳理，目前除湖南和安徽外，內蒙、寧夏、上海等地政府此前已陸續(xù)發(fā)文，允許交易電價基準上浮不超過10%。
9月29日，國家發(fā)改委官網(wǎng)顯示，為保障迎峰度冬期間電力供應，其中的措施之一是按價格政策合理疏導發(fā)電成本。
發(fā)改委稱，將指導各地切實組織好電力市場交易，嚴格落實燃煤發(fā)電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，讓更多電量進入市場交易，不得對市場價格在合理范圍內的正常浮動進行不當干預，讓價格合理反映電力供需和成本變化。
這意味著，“基準價+上下浮動”的市場化機制推行一年多后，電價打開了上升通道。在煤價持續(xù)高位的當下，或有更多市場化電力價格進行上調。
目前執(zhí)行電價上浮的省份，或為其他省份提供“試點”作用。
這五大省份各具特點。其中，湖南、安徽屬于電力形勢緊張地區(qū)，用電高峰時存電力缺口，都位于中部地區(qū)；內蒙、寧夏屬于西部地區(qū)，近年高耗能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快，內蒙的支柱產(chǎn)業(yè)包括化工、冶金等，寧夏支柱產(chǎn)業(yè)包括冶金、機電、建材等；上海則屬于東部發(fā)達地區(qū)，制造業(yè)發(fā)達。
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，上浮不超10%，下浮原則上不超過15%。
但當時為確保一般工商業(yè)平均電價只降不升，政策規(guī)定了2020年上網(wǎng)電價暫不上浮。
今年以來，煤價持續(xù)走高，截至2021年9月29日，環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)為752元/噸，較去年同期550元/噸同比上漲36.48%。
國元證券分析指出，煤價高企使得火電行業(yè)面臨大面積虧損、發(fā)電意愿不足，全社會用電量上漲，電力供需緊張形勢不斷加劇。為保障全社會用電以及火電行業(yè)穩(wěn)定發(fā)展，國家鼓勵用足各地用足10%標桿電價上浮幅度。
該機構稱，結合目前市場煤價，預計煤電上網(wǎng)電價可提升約0.05-0.06元/千瓦時，電價上漲將有助緩解煤電企業(yè)發(fā)電壓力，保障電力供應。
申萬宏源研究指出，“基準+浮動”機制的本質是擴大市場化交易，大幅增加年度長協(xié)比例，通過年度長協(xié)鎖定下年度價格，通過月度交易反映當下供需。
但申萬宏源同時指出，該電價機制適用于煤價平穩(wěn)的時期，一旦煤價大幅波動，大比例的年度長協(xié)限制了電力企業(yè)向下傳導成本，且上浮幅度被限制在不超過10%，在煤價同比漲幅超過一倍的背景下，10%的頂格上浮杯水車薪。
卓爾德環(huán)境研究中心首席經(jīng)濟師張樹偉對界面新聞表示，預計未來政策層面很有可能推動全社會電價上漲。
他同時指出，電價政策的調整，一定要明確何時調整、執(zhí)行多長時間、如何波動等規(guī)則，“否則就類似編計算機程序，如果考慮不周，政策設計就會存在嚴重缺陷。”
國泰君安表示，近幾年電價下行的背景下，中國居民用電增速中樞逐漸提升。
國家發(fā)改委在6月提到，與國際上其他國家相比，中國居民電價偏低，工商業(yè)電價偏高。因此，居民電價將是下一階段調控的重點對象。
國家發(fā)改委表示，下一步要完善居民階梯電價制度，逐步緩解電價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性，形成更加充分反映用電成本、供求關系和資源稀缺程度的居民電價機制。
目前，中國市場化電量占比約40%。國泰君安表示，隨著碳交易市場的實施，預期中國將進一步加快電力市場化的步伐。打開電價上浮的閘門，促進碳價信號通過電力部門完全釋放至下游高耗能企業(yè)，將提升中國碳市場運行效率。
“目前電力大用戶交易中，價格形成過程充滿扭曲。”張樹偉表示，“本質在于缺乏短期電力市場，無法用于反映實時的電力供需情況，并作為長期市場的價格預期標桿。”
他認為，根據(jù)煤炭價格對電價進行聯(lián)動，是可行的短期方法，但不是完美方式，可能只是作為權宜之計。