從結算角度反思電改進程

　　從中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)正式發(fā)布以來，全國范圍內新一輪的電力市場化改革拉開序幕。2021年10月15日印發(fā)的《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)及后續(xù)10月23日印發(fā)的《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》(發(fā)改價格〔2021〕809號)取消燃煤機組基準電量，全電量參與市場，標志著市場化改革由“雙軌制”開始逐步走向“單軌制”，市場特點開始凸顯，與之配套的結算規(guī)則及實施細則能夠適應新時代行業(yè)特點就顯得尤為重要。

　　在電力市場化改革以前，全國執(zhí)行的都是銷售目錄電價，其價格結構分別由當?shù)匕l(fā)電機組上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝、除塵、超低排放等不同類別)、輸配電價、政府性附加等三大板塊組成。電力市場化改革后，發(fā)電側發(fā)電量分為了兩大板塊，即“基數(shù)電量+市場電量”?；鶖?shù)電量由能源局核準的發(fā)電利用小時數(shù)與裝機容量確定，結算規(guī)則沿用電改前結算模式，市場電量部分的量與價由發(fā)電側與需求側通過市場交易方式擬定并執(zhí)行。

　　用戶側方面，根據(jù)不同用電性質分為了居民用電、工商業(yè)用電、農用電等不同類型，其中居民用電和農用電部分享受國家傾斜性優(yōu)惠政策，工商業(yè)用電承擔交叉補貼，進而形成了電改前的電費結算格局。實施市場化改革后，部分商業(yè)用戶享受國家政策執(zhí)行平段電價，其他工商業(yè)用戶執(zhí)行峰谷分時電價，分時概念正式進入視野。

　　2021年7月26日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》(發(fā)改價格[2021]1093號)，該政策為各省區(qū)分時電價的劃分及執(zhí)行提供了政策指引。在關于“優(yōu)化分時電價機制”板塊，明確指出“將系統(tǒng)供需緊張、邊際供電成本高的時段確定為高峰時段，引導用戶節(jié)約用電、錯峰避峰;將系統(tǒng)供需寬松、邊際供電成本低的時段確定為低谷時段，促進新能源消納、引導用戶調整負荷”“日內用電負荷或電力供需關系具有明顯季節(jié)性差異的地方，要進一步建立健全季節(jié)性電價機制，分季節(jié)劃分峰谷時段，合理設置季節(jié)性峰谷電價價差”。

　　該政策指明了峰谷分時的標準為市場供需關系緊張與否，但是在各省區(qū)具體落地時，參考的依據(jù)成為了以時點為標準的分時段標準，如湖北區(qū)域依照國家政策將全天24小時按時點分為了“尖峰、高峰、平段、低谷”四個部分，且各段對應的時點如下：尖峰——20:00~22:00;峰段——09:00~15:00;平段——07:00~09:00、15:00~20:00、22:00~23:00;谷段——23:00~次日07:00。

　　在正常用電情況下，該時段劃分的確能夠較為貼合供需關系緊張程度，但在當前國際環(huán)境動蕩、國內經(jīng)濟急需提振的環(huán)境下，大多數(shù)企業(yè)已經(jīng)開始有意識地將用電負荷向谷段堆積，如部分企業(yè)的谷段電量占比達到了全電量的40%，甚至更高能達到50%左右，在市場需求不高、產能過剩的情況下，企業(yè)用戶可以自主選擇用電負荷高峰時段，進而可能出現(xiàn)“峰段不峰、谷段不谷”的曲線特征。單從電力市場供需環(huán)境來看，此時單純地依照時點作為分時段標準已不再適配當前的電力市場環(huán)境，建議根據(jù)1093號文件精神重新考慮分時電量的分段依據(jù)。

　　從電力市場長遠健康發(fā)展的角度來看，這是很有必要的。2022年暑期，全國范圍內因極端天氣原因出現(xiàn)供電形勢緊張局面，燃煤機組全體頂上，為解決用電需求和社會問題提供了巨大價值，在“峰段不峰、谷段不谷”的市場用電負荷曲線環(huán)境下，依舊按照時點標準執(zhí)行原分時電價，則短期內的確可以向用電企業(yè)輸血，進而緩解經(jīng)濟下行壓力，穩(wěn)定社會經(jīng)濟，但對于燃煤機組來說則是雪上加霜，在國際燃煤市場價格持續(xù)維持高位水平，購煤保供壓力居高不下，同時要求機組再向社會進行經(jīng)濟輸血，對于企業(yè)經(jīng)營來說是個巨大挑戰(zhàn)，從長遠來看，對電力系統(tǒng)健康穩(wěn)定發(fā)展不利。

　　根據(jù)10月25日中電聯(lián)發(fā)布的《2022年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》，全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2600億元左右。大型發(fā)電集團到場標煤單價漲幅遠高于煤電企業(yè)售電價格漲幅，導致大型發(fā)電集團仍有超過一半以上的煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)，部分企業(yè)現(xiàn)金流緊張。

　　一方面，煤電企業(yè)要承受上游燃煤市場采購價格的波動風險，一方面又要承受下游銷售端帶來的結算讓利影響，企業(yè)的生存空間進一步惡化。國家對于“雙碳”明確提出了任務實現(xiàn)的前提——“穩(wěn)中求變”，而“穩(wěn)”字則表現(xiàn)為能源市場的穩(wěn)健發(fā)展，但煤電企業(yè)經(jīng)營形勢的逐步惡化，銷售側應結電費無法全額回收，則會為能源供給側市場的穩(wěn)健發(fā)展帶來隱患。

　　另一方面，新型電力系統(tǒng)的建立伴隨著大量新能源電源的誕生，新能源電源供電不穩(wěn)定的特性又決定了在確保電力供應市場穩(wěn)健發(fā)展時，煤電企業(yè)必須做出讓步，騰出足以應對新能源供應波動的容量空間來平抑不穩(wěn)定風險，進一步導致燃煤機組可發(fā)電容量空間受限，盈利空間的縮減也將進一步增加能源供應平衡和電網(wǎng)調度安全的風險。

　　尋求合理有效的“煤-電”價格疏導機制，建立健全電費結算相關制度，切實保障燃煤企業(yè)市場化合理收益，減小電力系統(tǒng)轉型和能源產業(yè)升級過程中的經(jīng)營風險，是當前迫切需要關注和解決的重點。

　　隨著市場化程度的不斷提高，用戶的市場意識也在不斷增強，成本導向下的市場波動特性逐步凸顯，單一式的衡量標準不再適合新的市場環(huán)境，只有不斷地探索和更新，才能共同推動電力市場化改革穩(wěn)健向前。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年11期，作者單位：國能長源能源銷售有限公司