近期，我国电力供需形势总体偏紧，主要原因在于需求增长过快、电煤供应紧张、煤炭价格高企等多重因素导致电力供需不均衡。
众所周知，我国燃煤占煤电企业发电成本的60%-70%，煤炭价格持续走高，但发电价格不能随之调整，导致发一度亏一度，给煤电企业带来巨大的经营压力。
国家发改委价格监测中心高级经济师刘满平在接受中国经济时报记者采访时表示，电价是整个价格体系的基础，电价调整将影响很多产品和行业。因此，电价政策是价格政策的重中之重，是宏观经济调控和产业结构调整的重要手段。电价市场化将发挥新能源的绿色和绿证价格信号激励作用、促进碳市场健康运行等，利好众多行业。
煤电市场化会带来两方面变化
中国经济时报：在你看来，煤电市场化会带来哪些变化？
刘满平：第一，有利于缓解煤电矛盾和限电现象，保障电力供应和能源安全。受多种因素影响，前段时间，我国部分地区出现电力供应紧张。当前我国燃煤发电占比达65%左右，电源结构以煤电为主，本轮电力供应紧张的主要原因是燃煤发电不足，由长期存在的“市场煤”和“计划电”之间的矛盾所致。
第二，有利于体现电力的商品属性，发挥市场配置资源的作用。电力具有商品属性，一定要走向市场，并要逐步依靠市场这只“无形的手”来优化配置资源。凡是由市场决定的商品，其价格就有波动，有涨有跌。
10月12日，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，此次煤电上网电价改革的最大亮点是放开煤电企业和工商业用户全部进入市场，取消工商业用户目录电价，建立“能跌能涨”“随行就市”的市场化定价机制，将有效发挥市场优化配置资源的作用。
从发电侧和用电侧来理解“放开两头”
中国经济时报：刚才提到的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其总体思路是“管住中间、放开两头”。你认为，该如何从发电侧和用电侧两个角度来理解“放开两头”？
刘满平：在“放开两头”方面，从发电侧来看，早在2019年，国家就出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，建立了“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。目前约70%的燃煤发电量通过参与电力市场形成上网电价，此次改革则明确推动其余30%燃煤发电量全部进入电力市场，从而实现煤电全部进入电力市场，上网电价全面放开。
从用电侧来看，目前约44%的工商业用电量通过参与电力市场形成用电价格，此次改革则明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按市场价格购电，并同步取消工商业目录销售电价。由此可见，此次煤电上网电价改革将推动形成发电侧和售电侧“多买多卖”的竞争性市场。
应在多方面继续努力
中国经济时报：当前，虽然煤电上网电价改革迈出了一大步，上网电价上下浮动比例有所扩大，但仍没有完全市场化，只是区间内的市场化。在你看来，须在哪些方面继续努力？
刘满平：首先要加快建设全国统一电力市场。
其次要推进新能源上网电价机制改革。现行煤电基准价作为新能源发电等价格形成的挂钩基准，随着新能源占比提升、电力市场建设，新能源发电价格势必会和煤电基准价“脱钩”。在碳达峰、碳中和目标驱动下，要完成庞大的新能源建设任务，需未雨绸缪，尽快探索建立新能源上网电价的市场化运作机制。
最后要放得开也要管得好。建立“能涨能跌”的市场化电价机制，需要各级政府在“管住”层面多做一些工作。在电价放开的同时，政府应敏锐发现煤炭、电力市场动态和价格变化，及时查处市场主体串通价格、哄抬电价、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为；要依法遏制滥用行政权力排除、限制市场竞争等行为；加快落实分时电价政策，尽快建立尖峰电价机制，从而引导用户错峰用电、削峰填谷。
（文章来源：中国经济时报）
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