快评 | 涨电价应少调控，多市场
文 | 武魏楠
11月8日，中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，其中建议有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。
类似的建议实际上在电力行业并不是第一次被提出。在今年3月，就有电力行业专家撰文如下：
近年来，国内各省煤电企业基准电价在0.3~0.45元/千瓦时，平均约为0.38元/千瓦时，这对应的是过去535元/吨下水煤基准价。今年初，国家根据煤价上了一个新平台的实际情况，对煤炭基准价调增为675元/吨。
为体现公平对等原则，消除煤电历史亏损，应对不确定因素的影响，稳固煤电企业收益，建议国家在适当时机，相应提高平均燃煤基准电价到0.45元/千瓦时，并与新能源定价机制解耦，电价上下浮动20%的比例仍不变。
”
中电联的计算方式大致相同，也是以535元/吨的煤价对应平均0.38元/千瓦时的煤电基准价，在叠加了煤价上涨带来的电价上涨标准，得出了0.4335元/千瓦时这一数字。只是不知道这个小数点后4位，中电联是如何计算出来的。
但无论小数点后的几位数字有多科学，都无法掩盖一点：依靠煤电基准价调整来理顺煤电关系，还是2015年新一轮电改之前的旧思路。
发端于2015年的新一轮电力体制改革有2个重点任务：（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制；（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。
按照价值规律，商品价格受供求关系的影响围绕价值做上下波动。理顺电价形成机制与电力市场交易改革相辅相成。电力市场交易承担着“价格发现”的职能，在当前供需失衡、原材料价格波动的背景下，更应该依靠市场来发现煤电价格的合理区间。
火电企业今年的日子确实难过。
10月25日，中电联发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》。报告显示，前三季度全国电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。因此导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
从上市公司年报来看，前三季度华能国际和大唐发电继续亏损，未能实现扭亏；国电电力和华电国际虽然扭亏为盈，但主要依靠股权转让、投资收益、热价上涨等因素，火电业务依然艰难。
成本疏导不到位，火电企业步履维艰。根本原因是市场化改革不到位，而不能将解决方案归结于上调煤电基准价。
2015年新一轮电改开始时，电力供需环境宽松，可谓是改革的最佳窗口期和红利期。但电改进度太慢、程度太浅、力度太弱，导致我们错过了改革最黄金的时期。看起来成果斐然的售电侧改革，实际上只是利益在特定群体中的重新分配，并没有达成提高效率、反垄断、厘清电价……等一系列目的。
先把好改的都改完了，剩下难改的偏偏留在了形势错综复杂的时期。
或许我们可以参考煤电市场化的案例。2021年之前，经过多年的改革，中国煤炭市场化程度已经很高。当2021年出现煤价暴涨，以至于影响到国民经济稳定发展的时候，政府强有力的宏观调控措施遏制了不合理上涨的趋势。
我们或许可以尝试（或者在部分区域试点）加快电力市场化改革，调高对于电价上涨预期的阈值，让电价更好地根据市场供需、原材料价格波动。只有当价格长时间异常高或低（又想到国民经济稳定、行业健康）的时候，才进行短期宏观调控。
· END ·
tg@inengyuan.com