电力市场化交易灯火重燃，煤电用联动能否破局？

7月16日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》(下称《通知》)，在总结已有工作的基础上，提出了下一步推进电力市场化交易的重点措施，被业界认为是给当前低迷的市场打了一剂“强心针”。

早在今年2月国家发改委、国家能源局在北京电力交易中心组织召开的完善市场机制、推进电力市场交易专题会议中就已经提出，要大幅度提高发用电计划放开比例，在定价方式上借鉴煤电价格形成机制、成品油价格经验;在促进清洁能源消纳方面，出台新能源配额和配套考核办法。

时隔5个月，相关细节终于面世。

对于直接交易的价格形成机制，从一定意义上理解，《通知》提出了建立市场环境下的新型煤电用联动机制。

2017年以来，电煤价格上涨，供应承压在各个地区不同程度地“卡”住了电力直接交易的命脉，分析各大煤电板块的营收利润数据不难发现，亏损是贯穿整年的关键词。在燃料价格上涨，基数电量越来越少，需求又显现快速增长潜力的情况下，发电企业参与直接交易给用户让利的意愿已经触底，而用户对直接交易的降价期望值仍然很高。根据目前的电煤供需关系，电煤价格重新进入稳定下降周期难度较大，理顺上游燃料价格与电力交易间的矛盾变得刻不容缓。

而在电煤价格飙升期间，除了2017年中取消部分基金并用这部分资金提高上网价格外，传统意义上的“煤电联动”始终未见踪影。虽然“煤电联动”也曾因其滞后性而饱受诟病，但对发电企业来说无疑是在燃料价格上涨时的唯一期待。而在严控煤电发展，电力市场化的环境下，传统“煤电联动”显得不合时宜。

《通知》指出，鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同，在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。

其实，部分省区早在2017年就曾尝试“煤、电、用”三方联动机制。数据统计显示，在电煤供应一度紧张的贵州，2017年71户用电企业与发电企业签订了与电煤、产品价格联动的交易电价，但煤电铝交易电价联动机制执行困难。

换个角度思考，“煤、电、用”三方的联动在一定程度上是将煤与电之间的部分“恩怨”延伸到部分大工业用户，形成三方博弈。然而在当前的市场环境下，用户可能缺乏应对电力市场价格波动的避险手段，因此履约意愿较低。

煤电用联动机制的想法很好，但还需要市场运作所必需的行业信息披露、风险对冲、信用奖惩等配套措施，否则效果只能是差强人意。

《通知》同时指出，支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。抓紧建立清洁能源配额制，地方政府承担配额制落实主体责任，电网企业承担配额制实施的组织责任，参与市场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任，履行清洁能源消纳义务。

配额制在电力市场化范畴中被正式提出。清洁能源与用户将是在供需双方共同承担一定责任的前提下开展交易，这与当前交易方式和价格相比，都可能呈现较大不同。

用户方面，《通知》提出，2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。

本轮电力体制改革以来，大工业用户是最先进入市场享受政策红利的一拨，也因此积累了电力直接交易的诸多经验，放开4个行业电力用户全电量参与交易，一方面对受出口关税变化影响的行业、企业提供一定程度的支持，降低其要素成本，稳定市场竞争力，另一方面通过长期合同获得相对稳定的电价，从而更好地防控波动风险，安排生产。

与此《通知》相关的是，7月2日，国家发改委曾发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，其中提到，全面清理取消对高耗能行业的优待类电价以及其他各种不合理价格优惠政策。严格落实铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等7个行业的差别电价政策，对淘汰类和限制类企业用电(含市场化交易电量)实行更高价格。

部分业内人士认为，两个《通知》有所冲突。一位业内人士指出，短期看来，拉动电力需求增长，稳定经济发展的相当一部分重任仍然落在高耗能产业身上，但长远来看，要实现新旧动能转换，应当从价格上进行引导。

“如何找到短期与长期目标的平衡点是对地方的一大考验。”上述人士说。

此外，有业内人士指出，部分省份要实现大幅度提高发用电计划放开比例，扩大直接交易规模，必须引入外电，扩大省级市场范围。这意味着当前的市场格局可能发生变化，如果融合失败，扩大交易规模，惠及更多工商业用户的目标可能起色并不大。

《通知》也提到，各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易，首先鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点直接交易，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。

一位发电背景售电公司的业内人士认为，跨省跨区交易不必局限于场内交易，场外的双边谈判或许更能满足跨省企业、政府的复杂诉求。

与此同时，《通知》再次强调，9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场化交易，鼓励支持环保高效特别是超低排放机组通过电力直接交易和科学调度多发电。

不断放开发用电计划，也意味着燃煤发电企业的基数电量将越来越少，直至完全市场化，这对于基于计划体制下投资、建设、运营的燃煤机组来说，无疑是一大挑战。已有相关发电企业提出，曾经被赋予的发电权益应该在市场化浪潮中得到合理补偿，通过发电合同转让等市场化的“出口”缓解“年轻”煤电机组的贷款偿还压力。