快評 | 漲電價應少調控，多市場
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- 來源：能源雜誌
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11月8日，中電聯發布《適應新型電力系統的電價機制研究報告》，其中建議有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時的水平。
類似的建議實際上在電力行業並不是第一次被提出。在今年3月，就有電力行業專家撰文如下：
近年來，國內各省煤電企業基準電價在0.3~0.45元/千瓦時，平均約為0.38元/千瓦時，這對應的是過去535元/噸下水煤基準價。今年初，國家根據煤價上了一個新平台的實際情況，對煤炭基準價調增為675元/噸。
為體現公平對等原則，消除煤電歷史虧損，應對不確定因素的影響，穩固煤電企業收益，建議國家在適當時機，相應提高平均燃煤基準電價到0.45元/千瓦時，並與新能源定價機制解耦，電價上下浮動20%的比例仍不變。”
中電聯的計算方式大致相同，也是以535元/噸的煤價對應平均0.38元/千瓦時的煤電基準價，在疊加了煤價上漲帶來的電價上漲標準，得出了0.4335元/千瓦時這一数字。只是不知道這個小數點后4位，中電聯是如何計算出來的。
但無論小數點后的幾位数字有多科學，都無法掩蓋一點：依靠煤電基準價調整來理順煤電關係，還是2015年新一輪電改之前的舊思路。
發端於2015年的新一輪電力體制改革有2個重點任務：（一）有序推進電價改革，理順電價形成機制；（二）推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制。
按照價值規律，商品價格受供求關係的影響圍繞價值做上下波動。理順電價形成機制與電力市場交易改革相輔相成。電力市場交易承擔著“價格發現”的職能，在當前供需失衡、原材料價格波動的背景下，更應該依靠市場來發現煤電價格的合理區間。
火電企業今年的日子確實難過。
10月25日，中電聯發布《2022年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》。報告显示，前三季度全國電煤採購成本同比額外增加2600億元左右。因此導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處於虧損狀態，部分企業現金流緊張。
從上市公司年報來看，前三季度華能國際和大唐發電繼續虧損，未能實現扭虧；國電電力和華電國際雖然扭虧為盈，但主要依靠股權轉讓、投資收益、熱價上漲等因素，火電業務依然艱難。
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成本疏導不到位，火電企業步履維艱。根本原因是市場化改革不到位，而不能將解決方案歸結於上調煤電基準價。
2015年新一輪電改開始時，電力供需環境寬鬆，可謂是改革的最佳窗口期和紅利期。但電改進度太慢、程度太淺、力度太弱，導致我們錯過了改革最黃金的時期。看起來成果斐然的售電側改革，實際上只是利益在特定群體中的重新分配，並沒有達成提高效率、反壟斷、釐清電價……等一系列目的。
先把好改的都改完了，剩下難改的偏偏留在了形勢錯綜複雜的時期。
或許我們可以參考煤電市場化的案例。2021年之前，經過多年的改革，中國煤炭市場化程度已經很高。當2021年出現煤價暴漲，以至於影響到國民經濟穩定發展的時候，政府強有力的宏觀調控措施遏制了不合理上漲的趨勢。
我們或許可以嘗試（或者在部分區域試點）加快電力市場化改革，調高對於電價上漲預期的閾值，讓電價更好地根據市場供需、原材料價格波動。只有當價格長時間異常高或低（又想到國民經濟穩定、行業健康）的時候，才進行短期宏觀調控。
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