作者：杨娟

　　近日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称《通知》），进一步放开电力竞争性环节价格。此举有利于更好发挥市场机制在优化电力资源配置和促进上下游产业协同发展中的作用，更好促进电力供应安全可靠经济，助力新型电力系统构建和碳达峰、碳中和目标实现。

　　首先，能放尽放，最大程度通过市场竞争形成电力价格。

　　在发电侧，《通知》明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。2020年，全国70%左右的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价，其余近30%电量实行政府基准价。考虑到今后一段时期，煤电仍是我国主要电力来源，《通知》放开全部煤电价格将快速扩大发电侧电价市场化的规模。同时，煤电价格的放开将推动电力市场规则进一步完善，进而带动其他类别电源发电电量进入市场，为发电侧价格全面放开创造条件。

　　在用电侧，《通知》要求有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，同步取消工商业目录销售电价。目前，全国约一半左右的工商业用电量尚未通过参与市场形成用电价格。《通知》出台后，用电侧价格市场化的进程将迅速推进。其中，选择参与市场的工商业用电价格将通过市场交易直接形成，暂不参与市场的工商业用户由电网企业代理参与发电侧市场，其用电价格中的发电环节价格也将通过市场竞争形成。

　　其次，畅通传导，更加及时准确反映电力供求关系变化。

　　一是畅通煤电燃料成本到煤电价格的传导。燃煤发电成本中燃料成本占60%-70%以上，煤炭价格波动是影响煤电成本变化的最主要因素。《通知》将燃煤发电市场交易价格浮动范围，由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则均不高于20%，在规则的设置上考虑了今年以来煤炭价格变化的影响。而且进一步放开了此前未进入市场的燃煤发电电价，为市场价格全面反映发电燃料成本的变化创造了条件。《通知》进一步提出，电力现货价格不受20%上下浮动范围限制，有利于超短期煤炭价格到发电价格的合理传导。

　　二是畅通发电价格到用电价格的传导。终端用电价格主要由发电价格、输配电价等构成，在我国，发电价格约占终端电价的2/3左右。《通知》实施后，工商业用户用电价格或直接通过参与电力市场形成，或通过电网企业代理参与批发市场形成代理购电价格，在发电侧和用电侧之间建立了市场化的价格传导机制。

　　再次，谋划长远，高效保障新型电力系统建设和电力安全稳定供应。

　　一是推动建立促进新型电力系统建设的市场竞争机制。以新能源为主体的新型电力系统，需要形成合理的电源结构，《通知》提出推动燃煤发电电量和工商业用电量全部进入市场，全面推进电力市场建设，有利于形成引导各类电源合理投资、运行的市场价格信号。同时，新型电力系统建设亟须提高电力需求侧的灵活性，在当今信息化、智能化、数字化时代，电力用户调节用电需求的手段和能力极大增强，《通知》出台后工商业用户可通过市场自发调节用电行为，有利于更好发挥电力需求侧的调节潜能。

　　二是推动建立与市场竞争相适应的供电保障机制。《通知》提出工商业用户全部进入市场，通过市场机制保障工商业用户用电。《通知》同时提出，对于暂未直接从电力市场购电或退出市场的工商业用户，由电网企业代理购电，代理购电的价格以市场竞争为基础确定，从而建立了对工商业用户特别是小用户的代理购电保障机制，兼顾市场效率与用电公平。