从结算角度反思电改进程

从中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)正式发布以来，全国范围内新一轮的电力市场化改革拉开序幕。2021年10月15日印发的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)及后续10月23日印发的《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改价格〔2021〕809号)取消燃煤机组基准电量，全电量参与市场，标志着市场化改革由“双轨制”开始逐步走向“单轨制”，市场特点开始凸显，与之配套的结算规则及实施细则能够适应新时代行业特点就显得尤为重要。

在电力市场化改革以前，全国执行的都是销售目录电价，其价格结构分别由当地发电机组上网电价(含脱硫、脱硝、除尘、超低排放等不同类别)、输配电价、政府性附加等三大板块组成。电力市场化改革后，发电侧发电量分为了两大板块，即“基数电量+市场电量”。基数电量由能源局核准的发电利用小时数与装机容量确定，结算规则沿用电改前结算模式，市场电量部分的量与价由发电侧与需求侧通过市场交易方式拟定并执行。

用户侧方面，根据不同用电性质分为了居民用电、工商业用电、农用电等不同类型，其中居民用电和农用电部分享受国家倾斜性优惠政策，工商业用电承担交叉补贴，进而形成了电改前的电费结算格局。实施市场化改革后，部分商业用户享受国家政策执行平段电价，其他工商业用户执行峰谷分时电价，分时概念正式进入视野。

2021年7月26日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格[2021]1093号)，该政策为各省区分时电价的划分及执行提供了政策指引。在关于“优化分时电价机制”板块，明确指出“将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰;将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷”“日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差”。

该政策指明了峰谷分时的标准为市场供需关系紧张与否，但是在各省区具体落地时，参考的依据成为了以时点为标准的分时段标准，如湖北区域依照国家政策将全天24小时按时点分为了“尖峰、高峰、平段、低谷”四个部分，且各段对应的时点如下：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。

在正常用电情况下，该时段划分的确能够较为贴合供需关系紧张程度，但在当前国际环境动荡、国内经济急需提振的环境下，大多数企业已经开始有意识地将用电负荷向谷段堆积，如部分企业的谷段电量占比达到了全电量的40%，甚至更高能达到50%左右，在市场需求不高、产能过剩的情况下，企业用户可以自主选择用电负荷高峰时段，进而可能出现“峰段不峰、谷段不谷”的曲线特征。单从电力市场供需环境来看，此时单纯地依照时点作为分时段标准已不再适配当前的电力市场环境，建议根据1093号文件精神重新考虑分时电量的分段依据。

从电力市场长远健康发展的角度来看，这是很有必要的。2022年暑期，全国范围内因极端天气原因出现供电形势紧张局面，燃煤机组全体顶上，为解决用电需求和社会问题提供了巨大价值，在“峰段不峰、谷段不谷”的市场用电负荷曲线环境下，依旧按照时点标准执行原分时电价，则短期内的确可以向用电企业输血，进而缓解经济下行压力，稳定社会经济，但对于燃煤机组来说则是雪上加霜，在国际燃煤市场价格持续维持高位水平，购煤保供压力居高不下，同时要求机组再向社会进行经济输血，对于企业经营来说是个巨大挑战，从长远来看，对电力系统健康稳定发展不利。

根据10月25日中电联发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

一方面，煤电企业要承受上游燃煤市场采购价格的波动风险，一方面又要承受下游销售端带来的结算让利影响，企业的生存空间进一步恶化。国家对于“双碳”明确提出了任务实现的前提——“稳中求变”，而“稳”字则表现为能源市场的稳健发展，但煤电企业经营形势的逐步恶化，销售侧应结电费无法全额回收，则会为能源供给侧市场的稳健发展带来隐患。

另一方面，新型电力系统的建立伴随着大量新能源电源的诞生，新能源电源供电不稳定的特性又决定了在确保电力供应市场稳健发展时，煤电企业必须做出让步，腾出足以应对新能源供应波动的容量空间来平抑不稳定风险，进一步导致燃煤机组可发电容量空间受限，盈利空间的缩减也将进一步增加能源供应平衡和电网调度安全的风险。

寻求合理有效的“煤-电”价格疏导机制，建立健全电费结算相关制度，切实保障燃煤企业市场化合理收益，减小电力系统转型和能源产业升级过程中的经营风险，是当前迫切需要关注和解决的重点。

随着市场化程度的不断提高，用户的市场意识也在不断增强，成本导向下的市场波动特性逐步凸显，单一式的衡量标准不再适合新的市场环境，只有不断地探索和更新，才能共同推动电力市场化改革稳健向前。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年11期，作者单位：国能长源能源销售有限公司