新一轮电价改革影响深远

中国储能网讯：电力行业关系国计民生，长期以来有关部门对电力价格的调控和监管比较严格。随着社会主义市场经济发展，电力回归商品属性是发展的必然，因此，电力价格市场化自然也是大势所趋。我国的电力价格改革总体上是渐进式的，上世纪80年代开始指导性电价与指令性电价并存，本世纪初推行“厂网分开”，后来又确定标杆上网电价、实行煤电价格联动，这些举措在不同的历史时期对电力保供稳价、确保能源安全发挥了重要作用。

去年由于煤炭等大宗商品价格出现大幅上涨，燃煤发电机组变动成本大幅上升，出现了煤电价格“倒挂”现象，导致了发电企业的大面积亏损，引发了电力供应紧张的局面。为解决这些问题，我国出台了一系列新的改革政策，一方面，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大到20%，这样电力价格可以根据煤炭价格随行就市，理顺煤与电的传导机制，提高发电企业的积极性；另一方面，全面取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场，扩大电力交易的需求端。电力价格改革解决了市场煤与政策电之间的矛盾，又向前迈出了一大步，市场在电力资源配置中的基础作用得到强化，这是具有标志性的事件。

电价市场化的核心是定价机制的转变，由政府制定价格向市场决定价格转变，由以前的按照生产端成本定价转变为按市场需求来定价。2021年，全国市场化交易电量占比只有45.5%，燃煤发电电量通过电力市场交易的只有70%左右，我国电力市场化还有较大空间。随着新一轮电力改革的推进，在发电侧、用电侧将会有越来越多的主体加入进来，改革对经济发展的影响将会逐渐显现。

这一轮电力价格改革对我国电力价格趋势将会产生长远影响，电力价格通过市场供需调节来实现双向波动，最终将实现“能涨能跌”。由于电价对实体经济尤其是制造业而言占有很高的比例，长期以来政策导向是由发电企业和电网让利给电力用户，比如，2016年确立“成本加合理收益”的输配电机制后，又陆续出台了一系列措施来降低工商企业用电成本，电价总体上呈现单边下行的态势。电价改革后，可以预计，短期内电价将会上行，这也从目前多地集中竞价价格大幅上涨得到印证。但是，从长期来看，随着交易市场的不断扩大，越来越多的供电企业尤其是新能源加入后，电力价格定价中枢不会维持目前高位，价格波动也将更加明显。

新一轮改革将有利于调动新能源发电企业的积极性。近年来我国新能源发展很快，特别是在“十三五”时期快速扩张，新能源电量占比已经有了明显提升。目前，虽然火电依然处于主体地位，但是核电、风电、光伏的占比分别提高到了4.80%、6.12%和3.42%。在储能产业发展加快的情况下，我国新能源的规模有望扩大，成本有望降低，可以补充传统电力，但由于新能源发电具有间歇性、时段性的特点，新能源的电价波动巨大。德国以风电为主的新能源电力占比达到近50%，但是由于电力供需错配，频繁出现“负电价”现象，这意味着用电不仅不花钱，还要倒补贴他们钱，虽然可以鼓励企业和居民在特定时间段用电，但是这种模式也存在弊端，是不可持续的。在电力价格改革时，应当充分考虑到这一问题，在制度设计上进一步加强，完善绿电交易等创新机制，提高新能源消纳能力。

新一轮电力改革将倒逼电网企业盈利模式转型。由于改革前目录销售电价和上网电价均需要有关部门核定，输配电环节的价格实际上是受到调控的，难以反映电网的营业成本和效率。目前，输配电价按照成本加合理收益来确定，实现了发电侧价格向用电侧的传导，打通了能源价格体系传递通道，也给电网企业合理的盈利空间，电网企业盈利将基于输配电价收费，而不是购售电价差，盈利模式发生了根本变化。

新一轮电价改革将推动建立全国统一的电力市场体系。我国电力市场体系不完整、交易规则不相同等问题还存在，这很大程度上对电价改革形成了制约，客观上需要加快推进电力市场整合。一是加强北京、广州两大电力交易中心建设。通过完善交易规则制度、强化交易平台功能，持续扩大电力现货市场规模，进一步强化交易中心的价格发现机制，更好地给各种电力定价。二是提高电力行业的数字化水平。加快用电、发电、电网等企业的数字化建设，及时反映电力需求和供给，提高需求侧响应的质量，加强企业衔接和电力调度，提高电力资源配置效率。三是加快发展虚拟电厂等新业态。虚拟电厂是解决分散电力资源整合的有力工具，应加大政策扶持力度，培育一批虚拟电厂企业，有效整合小规模分布式电源、负荷、储能等相关企业，支持分散的发电企业集体参与市场议价，获取相应稳定的收益，与大电网实现优势互补。