2021年10月15日，電力價格市場化改革向前邁出了重要一步。國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，要求燃煤發電的電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易，在“基準價+上下浮動”的范圍內形成上網電價，同時，擴大燃煤發電市場交易價格浮動的范圍。由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%；高耗能用戶不受20%限制。

尚未進入電力市場的用戶由電網企業代理購電，購電價格變動首次同步向除居民、農業以外的一般工商業用戶傳導，到2022年1月交電費時，很多中小工商用戶也會發現自己的電費單漲價了。“能跌能漲”的市場化電價機制的真正建立，標志著“市場煤”“市場電”的煤電市場格局正在形成，開啟了電力價格“有升有降”的時代序幕。

2021：時機具備、順勢推出電價市場化機制

中國的電力價格市場化之路從國務院2002年印發5號文開始，一直按照統籌兼顧、穩中求進的原則推進。事實上，過去的很長一段時間，電力市場化的方案都在不斷優化，逐步調整，期間經歷了標桿電價、煤電價格聯動、大用戶直接交易、售電公司、變標桿價為基準價多個階段。

此次推出全部的煤電、全部的工商用戶電價市場化，是水到渠成、順勢而為的。僅就出臺時機而言，供給寬松時期會比緊張時期更為容易。因為市場供應特別寬松時，推進改革不會導致漲價，受到的阻力相對而言較小。在市場供應緊張時期，用戶則需面臨不用電還是漲價的選擇，當然存在部分用戶更傾向于接受漲價。

這次改革最根本的意義，不在于上網價格漲了20%，而在于發電側漲價時政府不再簡單通過行政手段管控漲價、降價，可以向用戶側傳導，用戶接受市場條件下電力價格能漲能降的現實，這是電力價格改革進程中邁出的關鍵一步。

2015年末，國家發展改革委發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》，向社會公布了煤電聯動機制計算公式。上網電價調整后，按公式測算相應調整銷售電價，當煤價波動不超過每噸３０元時，成本變化由發電企業自行消納，不啟動聯動機制。雖然2016年起我國推進重點領域化解過剩產能工作，煤炭產業去產能工作穩步推進，但這一機制在一定程度上保證了國內電價的穩定，工商業企業和居民可以直觀感受到自己獲利，因而這一階段的政策調整得到了廣泛支持。

中國經濟處于中高速增長的換擋期，面臨用電量降低、供給過剩的大環境，由于2016~2017年煤價持續下跌，大家對市場改革的認知都暗含著降價預期。2020年末簽訂電煤長協的時候，誰也沒有預測到2021年煤炭價格的漲幅如此夸張。

2021年中國經濟遭遇了多重意外的沖擊，需求側外貿訂單大規?；亓鳎娏π枨笤鲩L非常迅猛；供給側煤礦安全生產整頓又限制了煤炭的供應，能耗雙控考核的要求下，電力供應遭遇了前所未有的壓力。同時風電光伏發電在供應端的占比越來越大，它們在極端情況下不那么靠譜的特性又成為增幅器，擴大了電力系統安全風險。

電力供應的緊缺讓“電力價格可以上漲”的認知回到了大家的思維里，這也正是2021年電力價格市場化改革能夠向前邁進的重要原因。

電力價格市場化就意味著電力成為類似于鋼鐵水泥等的原材料，價格會波動，而漲跌的幅度也可能非常大，這些認知都需要市場主體接受、消化和適應。市場經濟中電力價格是一定會波動的，有下降的時期，也會有上漲的時期，單邊降價的心態要不得。

呼喚電力市場化改革絕對不能變成葉公好龍，市場化有其固有規律和客觀必然性，不以個人意志為轉移。當談及市場化的時候，過去的經驗顯示出國內市場電力供應充足、選擇范圍廣、價格低廉的特點。但是一旦出現沖擊，價格的波動能否被市場主體接受，始終是需要重點考慮的問題。

電力市場化本身很復雜，在歐美已有成熟的市場機制，參與者擁有完善的市場意識的背景下，極端天氣導致的能源危機仍然無可避免。更何況歐美開始進行電力體制改革的時候，工業化已經完成，能源的需求比較穩定，易于預測。而中國近幾十年始終在高速發展進程中，加入世貿組織之后更是保持了快速發展勢頭，不僅總量在迅速增長，經濟結構也在迅速變化。在迅速變化的大環境中，想要預測電力市場需求更是難上加難。

能源不僅是工業原材料，更是經濟發展中的壓艙石，供給端微小的異常通過市場機制放大后可能在需求側造成劇烈波動，不僅傷害市場主體，也不利于中國的經濟安全。我國的GDP構成以第二產業為主，工業企業生產成本中能源費用占的比重非常大。由于電力商品的供求規律難以預測，而預測不準造成的影響也難以估量，我國政府要綜合考慮各種因素，在推進電力體制改革過程中必然慎之又慎。

過去幾十年，我國穩定的電力價格和越來越安全穩定的電力供應，給工商業企業創造了相對穩定的能源供應環境，也在一定程度上提升了這些企業的國際競爭力。政府的調控保證下游的企業有相對穩定的預期，也可以緩沖市場沖擊對企業的影響。不過這種穩定也導致工商業企業經營時容易忽略電費的成本變化。當一般工商業用戶進入電力市場后，他們需要直面市場價格波動，承擔市場價格波動帶來的不確定性。2021年年底，第一批進入電力市場的工商業用戶就直接感受到了市場波動帶來的生產成本變化。

如果能源價格長期維持低位，居民和企業節約能源的動力肯定會相對不足，因此通過市場機制讓價格反映稀缺資源的價值非常有必要。

電力市場化改革后將有越來越多的主體參與到市場交易中，工商業企業，特別是外貿企業會意識到，與增加的電費相比，沒有電用導致無法完成訂單的成本更高，電價上漲這件事并非不可接受。

與此同時，由工商業用戶補貼居民用戶電價機制在適當的時機也需要做出相應的調整。相比較而言，中國的居民用電價格在全世界處于最低水平，而工商業電價并非如此，這有其歷史原因。改革開放初期，我國勞動力成本與土地價格低，環境成本也未計算，整體上中國的工商業成本非常低，即使工商電價中包含了對居民的交叉補貼，但企業的總成本不算高，不會影響我國企業的國際競爭力。而且，當時我國居民用電量比例很小，工商業企業用戶有能力負擔這部分補貼。

今時不同往日，大工業用戶電價已經全面市場化，在2015~2020年市場化降價的過程中享受了大部分改革紅利，承擔交叉補貼任務的主要是一般工商業用戶，也就是大量中小制造業、服務業企業。隨著居民用電比例增速明顯高于總體用電增速，如果居民用電價格持續穩定，工商企業承擔的交叉補貼會越來越重。

我國目前燃煤機組平均基準價格大概是每千瓦時0.37元，按照20%上浮上限，每千瓦時漲價7.4分錢，在居民電價不增加的情況下，工商業企業的度電成本必然需要承擔更大幅度的上漲。從未來發展看，隨著居民用電比例越來越大（北京等部分地區已經超過了30%），工商戶用電成本還會繼續提高，加上環境成本、勞動力成本等提升，不利于國內企業參與全球競爭。

未來一旦取消交叉補貼，居民最直觀的感受可能就是電價漲了。2006年以來，我國居民電價保持了基本穩定，2012年全國推行階梯電價制度，對超過一定用電量的部分分別上調5分錢和3毛錢。十多年來，我國居民可支配收入已經提高很多，可以承受一定的價格上漲。

目前，我國居民生活用電量為1萬億千瓦時左右，如煤電價格漲幅完全向居民側傳導每千瓦時約漲價8分錢，居民用戶總體將增加近800億元的支出。對于低收入群體，國家可以完善社保制度，增加對低收入群體的定向補貼。我國有4500萬納入城鄉最低生活保障對象的人群，每人補貼100元，補貼資金不超過50億元。由14億人口分攤800億元的新增支出，可以極大地減輕一般工商業用戶（主要是第三產業，包括生產性服務業和生活性服務業）承擔的交叉補貼壓力，提升企業的競爭力，釋放出的產值可能高出一個數量級。

2022：深化改革重在分攤機制

從技術角度來說，發電廠與用戶的發電和用電不是一一匹配的，電力系統需要電網進行大規模平衡。過去的平衡觀點是源隨荷動，需求有多少，電廠就發出多少電。

隨著新能源發電占比增多，發電側的不穩定性也明顯增加，簡單依靠電量市場匹配發電量和需求量以達到平衡的可能性很小，電力系統的靈活性電源、調節能力成為稀缺資源。為此，需要完善針對靈活性電源和調節能力以及系統容量的充裕性，建立健全相應的價格機制。

國外經驗證明，輔助服務、容量市場是解決系統容量充裕性的重要途徑。建立一個良好的容量市場，可能是2022年電力價格市場化的第一個重要任務。

針對容量的充裕性，國際上一般有三種辦法。方案一是如同美國得州電網，完全是即時電價，極端情況下甚至能達到9美元/千瓦時，不過這種方案弊端非常明顯，一方面在極端價格下真實愿意付費的人不多，另一方面由于電力供應彈性較小，即使價格大幅度上漲，供應也不可能馬上增加。方案二是美國加州的容量市場機制，電力調度機構提前發布容量需求，由各企業競價。方案三是智利的容量補償機制，通過招標方式選定項目供應商提供服務。

未來需要探索適合我國特色的容量市場模式。無論選擇哪種方式，總是需要有補償機制賦予系統調節能力。傳統的電力系統中，煤炭和天然氣發電是穩定的。新型電力系統中可再生能源發電占比越來越多，不穩定、難以調節的第三產業和科研開發等用電量占比也會顯著增加，相對過去電源和負荷的不確定性明顯增加，這是新型電力系統需要面對的重大挑戰。

第二個任務則是如何讓容量電量的價格機制靈活化。從中長期交易，到每個月的交易再到日前的交易，甚至未來的實時報價，相應規則有待完善，讓電力價格曲線反映成本，包括電網的代理成本。未來由電網兜底的售電業務也可以探索通過市場化競爭性的方案落實。

第三個任務就是構建微網綜合能源服務模式和與之匹配的交易方式。

能源總量平衡重要，結構平衡也很重要。經濟社會是一個生態，正如森林里有喬木、灌木、苔蘚，市場上也應該大、中、小企業共生。能源領域過度抓大關小是不合適的。以新能源為主體的新型電力系統，尤其要貫徹集中和分散并舉的策略，集中系統平衡成本將極高。

新型電力系統應該是集中和分散并舉，如果純粹靠大電網平衡，系統成本非常高。風光發電成本降低所指的僅是單機成本，雖然發電環節成本降下來了，但如果算上系統成本風、光等新源發電的成本并不低。系統成本包括了輸電線路的建設成本和給風光進行調峰的成本，僅靠電網做平衡，系統成本至少會增加一倍。

隨著未來的清潔化和功能保障的要求提高，要解決系統成本高的問題，就要鼓勵和支持以多種能源的平衡方式構建微網區域平衡，微網區域平衡可以減輕系統的負擔。不過微網區域平衡離不開大電網，也要為大電網提供相應的價值，在微網內做共享儲能，平衡自身的用電與儲能，同時提供給大電網系統一個非常明確的負荷曲線，并按這個曲線去參與市場交易。