煤电联动退出是深化电改的重要一步

　　电力市场化改革涉及面广、影响的利益主体多，推进并非易事。而煤电联动的退出与新电价形成机制的推出，是深化电力市场化改革的重要一步。

　　施行十多年

　　煤电联动效果不理想

　　为推进电价市场化，从2020年1月1日起，尚未实现市场化交易的电量将取消煤电价格联动机制，标杆上网电价机制也改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定。但为保障新的电力定价机制平稳过渡，特别是为确保一般工商业平均电价只降不升，2020年的标杆上网电价将暂不上浮。同时，对居民、农业等民生用电继续执行现行目录电价。

　　根据新的电价形成机制，已施行了十多年的煤电联动机制将退出历史舞台。煤电联动机制最早于2005年开始实施，当时的主要目的是解决“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。中国的煤炭行业是市场化改革较早，且市场化程度较高的行业。2002年开始，国家就已停止发布电煤的政府指导价格。在2002-2012年期间，虽然政府还是会不时调控电煤价格，但煤炭的市场化程度不断加强。2012年底，国务院办公厅印发了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，从2013年起正式取消了煤炭价格的双轨制。至此，煤炭价格基本由市场的供需关系决定。但与煤炭行业相比，电力市场化改革则相对滞后。2002年的电力改革实行了厂网分开、竞价上网的改革，放开了发电领域的市场竞争，但上网电价仍然受到政府的管制。由于上网电价直接影响了煤、电两个行业的总收入水平，因此煤、电利润经常存在此消彼涨的情况。

　　煤电联动机制的设计初衷，就是使火电的上网电价能够根据煤炭市场的价格变化进行调整，部分地将市场机制引入上网电价的制定中。但在实际操作过程中，煤电联动政策实施得并不理想。政府在调整电力价格时，往往还会考虑通货膨胀、下游行业承受能力等多方面因素，电价的调整频率并没有达到预期。同时电价整体存在降价容易涨价难的现象，煤电联动机制事实上并没有真正发挥价格传导的作用，火电企业作为中间环节被动消化了大部分煤炭价格波动的影响。

　　煤电联动是电力市场化改革不完全的历史条件下的产物，2014年以后，新一轮电力体制改革启动，实施煤电联动机制的必要性也逐渐减弱。随着上网电价的逐步放开，火电成本向下游传导的机制将逐步通畅，再实施煤电联动机制既不可能，也无必要。本次煤电联动的取消就是与新的电力定价机制同时发布的。

　　市场化改革

　　新定价机制仍潜藏问题

　　当然，市场化改革是一个逐步推进的过程，需要给市场适应的时间和稳定的预期。因此，我们看到，新的上网电价采取的是“基准价+上下浮动”的机制，同时在2020年暂时不上浮。较为平稳的过渡机制，能够有效化解市场化改革的压力，同时减少未来市场波动带来的冲击。但是，作为过渡性的安排，新的定价机制也存在一些潜在问题：

　　首先，随着电力市场深入改革，煤炭价格将会更快地反映到电力价格中。近年来，煤炭市场整体供应偏紧，煤炭价格也维持在较高位置。未来如果电力需求进一步增长，电煤的需求仍可能上升。而近年来由于煤炭行业去产能以及严格控制新增产能的建设，煤炭的供给弹性较弱。需求上升将有可能导致煤炭价格进一步上涨。而煤炭价格上涨带来的火电成本上升最终要传导到终端电价中，这会给电价造成很大压力。同时，煤炭价格的波动性较强，价格传导机制畅通后，未来电力价格将会出现更加频繁的波动，这可能会给部分电力需求较大的企业的决策带来一定不确定性。

　　其次，前期电力市场化改革得以顺利推进，很重要的一个前提是火电处于产能过剩状态。终端电价的下降很大程度上是通过减少电网和火电企业的利润来实现的。在市场化改革的推进中，降价时阻力相对较小，但在涨价时面临的阻力就很大。而现实中没有只跌不涨的市场，新定价机制最终能否经受得住涨价的考验还很难说。此外，近年来随着产业结构的调整，用电需求结构也出现了较大变化。同时供给侧不稳定的可再生能源占比也在不断提升。可再生能源的发展以及生活消费和第三产业用电占比的提升，在一定程度上影响了电力系统的运行效率。最明显的是2004年电荒时，火电的运行小时数达到了5991小时，2011年电力供应紧张时，火电的运行小时数也高达5305小时。而2018年火电运行小时数仅为4378小时，部分地区就出现了季节性的供电紧张。这也限制了未来电价下调的空间。

　　再次，目前居民用电仍然执行现有的目录电价，电力市场化改革没有延伸到居民用电领域。但需要直面的问题是，中国居民用电交叉补贴规模巨大。一般而言，居民用电的供电成本要远高于平均供电成本。而中国出于民生的考虑，长期压低了居民用电价格。2018年，中国居民用电的平均电价仅为0.53元/千瓦时，而美国约为0.9元/千瓦时。欧洲国家的居民用电价格则更高，德国甚至达到了2.4元/千瓦时的水平。2018年，中国的生活用电占电力消费的比重为14%，而美国居民用电则占到电力消费比重的40%。未来随着居民生活水平的提高，用电占比的持续提升，电力成本将承受更大压力。

　　最后，为了确保一般工商业平均电价只降不升，目前的政策是2020年上网电价只降不涨，这也给新的定价机制带来了一定挑战。电力市场的总份额是相对固定的，扩大市场化交易所能带来的收益是边际递减的。目前，负荷相对稳定的大工业用户大部分已纳入市场化交易，剩余的一般工商业用户供电成本较高。在引入市场化的定价机制后，即使短期内能够压低价格，但长期来看，一般工商业电价很有可能会出现上升。

　　应对挑战

　　全局性政策考虑很关键

　　应该说，电价形成的新机制是电力市场化改革不得不迈出的一步。但电力市场并不是孤立的市场，而是与上下游产业紧密连接的。要应对新的定价机制可能面临的挑战，需进行全局性的政策考虑。具体而言，应对方式有以下几点：

　　第一，加强煤炭供应保障。中国的资源禀赋以煤炭为主，煤炭在能源结构中一直占据主导性地位。目前中国的人均能源消费量仍低于主要发达国家，特别是人均用电量还不到美国的一半，也远低于韩国、德国等制造业比例比较高的国家。未来随着能源需求的上升，煤炭需求仍可能会继续增长。而如果煤炭产能没有相应增加，很可能会出现煤炭供应紧张、价格上涨的情况。这种情况在历史上曾反复多次出现。煤炭价格上涨后，电力价格将承受较大压力。要在稳定电价的前提下顺利推动电力市场化改革，根本的手段还是要保障充足的煤炭供应和较低的煤炭价格。政策上可能需要适当鼓励煤炭优质产能的建设和释放，同时加快煤炭输送通道的建设。如此，煤炭的清洁低碳利用将成为政策重点关注的一个领域。

　　第二，由于居民用电仍将持续大幅增长，要深化电力市场化改革，居民用电是一个不得不认真面对的问题。对于居民等保障性用户，同样可以通过更加灵活的定价机制降低供电成本。通过完善峰谷电价、季节性电价、阶梯电价的定价机制，使电力价格反映真实的供电成本，引导居民用户调整不同时段的电力消费量，可以在不增加用电成本的情况下实现提升电力市场运行效率的目的。当然，在这一过程中做好公众沟通很重要，可以先在电费账单中明确列出交叉补贴的金额，让公众认识到电力供应的真实成本。很多时候，改革的阻力来源于公众的认知不足。应该加强对于电价构成以及市场化观念的树立，试点在收入比较高的地区允许电价上浮，增强用电主体对市场价格的接受度。同时还要进一步完善阶梯电价的设计，适当提高最高档的电价水平，使高收入用户的用电价格与供电成本接近。

　　第三，加快电力现货市场、期货市场与远期合约市场的建设。电力市场化改革是一项系统工程，需要全方位的改革创新与之相配套。特别是在降低一般工商业用电价格的大背景下，提升电力市场的运行效率是降低电价的关键。通过现货市场的建设，可在短期内将价格信号有效传导，使得市场主体对价格进行响应从而调整高峰负荷。而期货和远期合约市场的建设，可为市场主体提供更多的价格对冲工具，防止价格剧烈波动对影响市场。

　　总而言之，电力市场化改革涉及面广、影响的利益主体多，推进并非易事。而煤电联动的退出与新的电价形成机制的推出，是深化电力市场化改革的重要一步。（林伯强　作者系厦门大学中国能源政策研究院院长）