每一场危机都会引发一场反思，甚至倒逼一场变革。2021年限电危机也不例外。受电煤供应紧张、价格飙升等因素影响，今年第三季度，全国超过20个省份执行了有序用电，据中国电力企业联合会数据统计，1~10月份全国全社会的用电量为6.83万亿千瓦时，同比增长了12.2%，三季度全国执行有序用电影响的电量超过200亿千瓦时，影响当季全社会用电量的增速约一个百分点左右。

我国历史上的每一次电荒，都会引发业内对于体制机制的拷问，而电价，正是集中体现矛盾症结的核心问题。

当前，我国执行“计划电”和“市场电”并行的电价体系。其中计划电是根据发用电计划，由电网企业统购统销并执行原上网电价和目录电价的电量，而市场电由国家核定输配电价、供需双方交易确定发用电价。“十三五”时期，在输配电价核定、取消或降低电价中政府性基金和收费标准，以及电力市场交易不断深入等措施的推动下，电价不断降低，企业用能成本持续下降。但在供需形势趋紧、供应成本大涨的当下，煤电价格严重倒挂，供需关系与供电成本难以在现有价格中体现。

限电的本质是生产关系无法适应生产力的体现，深刻理解电力领域的生产力变革，是把握电价改革与市场改革的关键。最近，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确提出构建安全高效、清洁低碳现代能源体系和以新能源为主体的新型电力系统，这一目标为我国能源电力发展确立了生产力变革之“锚”。围绕这一目标，支持政策密集出台，电价改革驶入快车道。

电力系统与体制新旧“混搭”下的电荒之困

限电的危机并非突如其来。“十三五”中后期，我国局部地区电力供需形势趋紧。自2020年底，湖南、江西等地寒潮时大规模拉闸限电，此后电力供应紧张的形势不断蔓延，最终形成大面积的限电潮。

当前，电力系统正处于新旧过渡的阶段。据中国电力企业联合会数据统计，截至10月底全国全口径发电装机容量为23亿千瓦，同比增长了9%。其中煤电装机11亿千瓦，占总装机容量比重为47.8%，同比下降3.2%，电力装机延续了绿色低碳发展态势。在可再生能源在系统中的占比不断增加，而其有效容量不能得到保证的情况下，面对12.2%的用电增长，电力供应面临着巨大挑战。据业内人士预测，“十四五”期间，全国电力供需形势总体仍然趋紧，面临系统性硬缺电风险。新旧电力系统“混搭”之下，出现不缺能源的能源危机，或将是未来电力保供的新常态。

危机背后，既有老问题，也有新问题。既存在电力供求的结构性不平衡，也存在绿色转型、计划向市场转型导致的新矛盾。“这次限电根源是新旧电力系统与计划和市场双轨制混搭导致的资源错配。从系统角度分析，在传统的电力系统中，电力供需紧张的情况下，可以依靠安全稳定的煤电系统来保供，但构建新型电力系统，煤电占比下降或限发，煤炭开发利用受到限制，新能源出力波动大且有效容量低，其不可控不可调加大了电力系统的保供难度；从体制机制来看，过去电力处于政府管制下，应对缺电，采用限电和有序用电的方式来平衡供需，而当前电力处于计划和市场并存的体制下，电力市场处于初级阶段，面对上游煤炭的充分市场和电力需求的大幅增长，出现了价格失真，导致无法调节供需关系。”中国银监会保险业“服务碳达峰碳中和专家委员会”专家委员薛静说。

为了解决电力供应危机，国家发改委、国家能源局联合开展能源保供稳价工作督导，出台了一系列具体措施，各大电力央企投入保电攻坚，随着煤炭价格逐渐回落，保供电取得了阶段性的成效，供电工作恢复常态。但当下的应急之举，并非根治电荒的长久之策。如何从根源上解决电力危机，如何让电力系统的技术创新和体制创新有效契合、相辅相成，是当前电力发展的重要命题。电价是激励电力投资，引导用户合理用电、节能增效的“调控器”，电价改革已成为当前电力体制改革中最迫切的需求。

自新一轮电力体制改革启动以来，我国电价改革以“加快完善主要由市场决定价格的机制”为目标，已经走过了建章立制的阶段，“十四五”期间，电价改革需要在“十三五”电价改革实施的基础上进一步地深化和细化，推动价格机制的完善与落实。5月25日，国家发改委公布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689号），689号文对于“十四五”价格改革做出了全面的部署。其中针对能源价格改革，重点强调了绿色与市场导向。

针对689号文的要求，中国价格协会能源和供水专业委员会副秘书长侯守礼指出，电价市场化的核心是“定价机制转换”。过去是按照生产端成本来定价，价格不仅要弥补成本、获得合理收益，还要考虑消费者是否买单；今后将转向消费端，按使用需求来定价，从政府制定价格转向市场决定价格，价格水平由稳定转向灵活变动。因此，定价形式也将产生一系列变化，分电源、分环节的电价将转向分市场、分时段的电价。

从政府定价到市场定价，从成本出发到需求出发，电价改革不仅需要政策的推力，在落地过程中更需央地协同，提升市场意识，积极转变观念。7月底，全国进入用电高峰期，国家发改委紧急出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价。薛静告诉记者，分时电价机制迎来完善，将在一定程度上推动用户错峰用电，缓解电力供需矛盾，但在最初，并没有引起大多数地方政府的高度重视，文件下发一月后，全国多数地区未实行尖峰电价，已执行地区大多不满足上浮比例要求，未达到3:1的最低要求等。直到限电来临，依然采取有序用电的行政手段来解决供需矛盾；而个别省份将分时电价与中长期和现货交易相衔接，通过现货市场实时价格的调节，有效缓解了高峰负荷压力，抑制了发电企业亏损面的扩大。

10月12日，在煤电顶牛困局僵持不下之际，国家发改委出台《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），开启了我国电力市场的新阶段，风险与机遇相伴而来。

国家发展改革委价格司司长万劲松在答记者问时表示，此次改革的重点在于两个“有序放开”：在发电侧，有序放开全部燃煤发电电量上网电价；在用电侧，有序放开工商业用户用电价格，推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，并建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。其中推动工商业用户全部进入电力市场，在业内人士看来，是对电力体制改革的一次跨越式推进。

在1439号文出台前，大约有44%的工商业用电量通过参与市场形成用电价格，但也有一部分用户仍然按目录电价，通过电网统购统销购电，这属于工商业内部购电模式的“双轨”运行，引起了电力市场中的诸多乱象。例如，部分用户在市场价格上涨后退出市场，转而以目录电价向电网企业购电，只享受市场降价收益，不承担市场风险；部分地区中长期价格与分时电价衔接不紧，导致峰段负荷高的用户愿意进入市场，而谷段负荷高的用户更愿意继续留在目录电价中享受低谷优惠。这也造成峰谷电价削峰填谷调节作用大打折扣。《通知》要求工商业用户全部入市，可以在保证市场公平性的同时，提升价格引导资源配置的效率。

对于部分暂未进入市场的工商业用户，目前由电网企业以代理方式从电力市场进行购电。但文件中明确指出将不断缩小电网企业代理购电范围，因此，电网企业代理购电只是市场加快放开后所采取的紧急措施，对于电网企业而言，剧增的业务量也是巨大的挑战，并非长远之策。侯守礼认为，如今市场加速形成，电力保底供应商不应只有电网企业一家，在某一地区，需要多家售电企业来承担保底供应的任务，以解决广大中小型用户的交易需求。

“对于大用户而言，电费支出占据经营成本比重较高，因此，大用户更有动力参与批发市场，以达成最符合自身经济利益的购电交易。对广大中小型用户来说，可能电费在生产经营的成本中占比较低，价格的波动对于经营影响并不显著，中小用户很难有精力和能力研究批发市场复杂的价格机制，那么这一类用户就不应直接暴露在批发市场，需要由售电公司针对用户需求提供定制化的购电套餐。这种模式在国外的运作已经十分成熟，值得我们借鉴。但这需要售电侧改革的推进，以培育成熟的售电市场主体和成熟的商业模式。”侯守礼说。

对于价格敏感型的高耗能用户，未来交易电价不受上浮20%的限制。万劲松表示，高耗能行业无序发展，会增加电力保供压力，不利于绿色低碳转型发展。如此规定，有利于引导高耗能企业市场交易电价多上浮一些，可以更加充分地传导发电成本上升压力，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级，抑制不合理的电力消费、改善电力供求状况。

1439号文对于市场改革、价格改革具有深远的影响。从短期来看，燃煤发电上网电价的改革有利于进一步理顺“煤电”关系，保障能源供应；从长远来看，该政策对于双轨制扭曲资源配置、价格激励不足、市场建设推进迟缓等问题给予了长效应对机制。“在该文件的主导下，峰谷电价与中长期交易价格将更快地衔接，使用户更充分、更深入地认识到电力电量成本是时间和空间的函数，从而推动新型电力系统下的负荷曲线优化。”薛静说。

推动“有效市场”和“有为政府”协同发力

在“双碳”目标推动下，退煤与新能源提速并行，电力系统由高碳向低碳过渡，调节能力成为其中最重要且稀缺的资源，过去单一的电能量市场已经无法适应建设新型电力系统的需要，如何激发系统调节潜力，是价格机制转变中的核心问题之一。

储能是我国电力系统中的新型主体，也是为系统提供调节能力的主要力量。其中抽水蓄能技术成熟、成本构成相对明确，抽水蓄能在多年的发展中经历过包括单一容量、单一电量、两部制的价格机制探索，今年4月30日，国家发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的思路。

而新型储能发展时间不长，总体成本仍然较高，技术路线多样，每一种路线成本构成差异较大，适用的场景也不一样，自新型储能起步以来，始终走在市场化探索的道路上。但构建新型电力系统的任务对于储能有了更大规模的需求，储能在电力系统中承担的任务、发挥的作用有了质的提升，同时，多元主体并存的新型电力系统对于各类储能都有需求，是否都由市场定价，不应一概而论。“我个人认为，为电网提供服务的，具有公共性，需要政府定价。如果是为特定的电源和用户服务，不具有公共性，就没有政府定价的必要。”侯守礼说，“《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的出台不仅为抽水蓄能电站成为独立市场主体提供了良好的价格机制保障，也将为探索其他新型储能、应急保障电源、火电灵活性改造等系统调节资源探索价格机制积累经验。”

两部制电价是将与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合起来的电价制度。《意见》明确了容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。

但如何采取更加市场化的方式确定容量电价？侯守礼建议，每个省应根据本地新能源所占比例，综合评估其电力电量平衡情况，确定当地应具备的调节率，让所有具有调节能力的主体如新型储能、天然气发电机组、灵活性改造的火电机组等一起竞争形成容量电价。电量价格的市场化形成思路亦然。同时，对于容量电费的分摊与回收，侯守礼认为，在不同地方的电力系统里，风电、光伏等不可调电源对于系统调节能力的占用是不同的，需要按照谁受益谁付费、谁受益多谁付费多的办法进一步细化；同时，让那些占用系统高峰资源、需要提供高可靠供电服务、不能进行需求响应的用户更多地承担容量费用，让那些能够进行需求响应、不过多占用系统资源的可中断负荷更少地承担容量费用，以便容量电费从用户侧更精准地回收。

电价的调整也是经济关系的调整。在我国的电价改革进程中，针对不同时期的经济发展重点任务，电价政策有不同的导向。当前，我国正处于经济社会转型期和现代化建设新阶段，因此，在通过电价改革对经济结构调整的时候，政策制定者常常既希望用通过降低电价来支持实体经济的发展，又希望通过绿色电价来引导产业结构的调整，还需要保障电力供应的稳定充足，同时以交叉补贴维持电力的普遍服务功能。这使得电价改革成为一个多目标寻优的过程。在这个过程中，应如何处理政府与市场的关系？

这一问题是关乎整个经济体制改革的核心问题。习近平总书记多次对政府与市场的关系作出论述，提出“有效市场”与“有为政府”相结合，为正确认识和处理政府和市场关系、全面深化经济体制改革指明了方向。在中国经济转型升级的重要关口，阵痛和风险如影随形，对于“有效市场”和“有为政府”，在深度、广度和力度上提出了更高的要求。

侯守礼表示，电力市场是一个人为设计的市场，尤其需要政府制定科学、合理的规则框架来正确引导，但政府无需对企业投资和运行进行微观管制，而应以市场机制引导企业行为，这需要为市场机制发挥作用创造良好的空间，同时事先设计好监管规则，保证市场参与主体能够按照规则行事，防范市场失灵事件的发生。

“以绿色电价为例，过去政府制定了针对高耗能、高排放行业的差别电价、惩罚性电价和阶梯电价等。在市场化改革的推动下，绿色价值应通过市场机制来体现，如将高耗能企业作为有偿责任主体，建立绿色电价套餐制度，在产品中标识绿色标签，推动其尽早进入碳市场及绿证交易中。对于电能替代潜力较大的供热、交通、岸电等，实施支持性电价政策，以激励和惩罚并举，合理反映零碳电力的环境正外部性、高碳电力的环境负外部性。”侯守礼说。

当前我国还处于快速工业化中，相对于其他工业化已经完成的西方发达国家，我国不仅用电需求高，且市场变化大起大落，市场预测的复杂度远胜西方国家。“2020年暴发了新冠疫情，许多企业停产，发电侧有力难出；2021年，疫情之后经济反弹，用电量大增，但煤价飙升导致电厂出力不足。无论是用户侧还是发电侧遭遇外部冲击，最终都导致签订的合同无法履行。对于这些变幻莫测的形势，电力中长期交易和现货交易如何面对，我们的市场规则能不能够包容如此大的变化？这些都是非常现实的考验。”侯守礼说。

在风险频发的市场交易中，侯守礼建议，无论是发电侧还是用户侧，可以在各种交易合同中引入保险机制，通过保险费来对冲违约风险。这样的方式就是以市场手段应对风险的思路。

电价改革与国民经济建设、人民群众生活密切相关，改革形势复杂、任务艰巨，需要渐进而行、稳步推进。“电价改革是有周期性的，从国外的改革经验来看，大约需要3~4个5年周期才能够建立比较成熟的价格体系，电力市场的建设周期亦然，电价改革与电力市场建设应同步推进。预计到‘十五五’末期乃至‘十六五’初期，我国电力市场与价格体系建立将走向成熟与完善，届时我国已经迈过碳达峰的目标，并基本实现现代化建设，在这样的基础上，向着碳中和的目标从容迈进。”侯守礼说。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年11期，作者系本刊记者

原标题：限电视野下的电价改革