編者按：2021年10月11日，國家發改委下發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%。該政策的發布表明了我國未來電力市場的發展趨勢應是以市場供需定價為主題，兼顧民生和工業發展的發展機制。本文以供電煤耗最低的發電機組——上海外高橋第三發電廠為標準，探討分析了高煤價下的電力市場機制。

截至2021年10月12日，10月交割5500大卡動力煤價格達到了1752.6元/噸，折合標準煤價格為2230.58元/噸。在此煤價基礎上本文采用現有資料中統計供電煤耗最低的發電機組——上海外高橋第三發電廠的供電標煤耗276.82克/千瓦時進行折算，其每度電的燃料成本為0.617元/千瓦時，而當前上海的燃煤電廠標桿上網電價為0.4155元/千瓦時。也就是說在現在的動力煤價格下，代表我國最高發電效率的發電廠，單純考慮燃料成本，每度電就產生0.2015元的虧損。

根據發改委最新下發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱通知）中，雖然提出了“擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”的要求，但是即使是在原有的標桿電價基礎上浮20%，仍不能平衡巨大的度電虧損。

由于我國的電力市場并不成熟，在大多數地區的電力市場規則下，交易仍以負價差為主，這種情況是對參與電力市場的企業的鼓勵性優惠，還未做到真正的市場供需決定價格，即使是當前煤價如此之高的情況，我國試點電力市場中也僅有江蘇等少量地區出現了正價差，這種情況短期看是對發電企業的影響，但是發電企業因為虧損倒閉的后果就是產能不足，就變成了又缺電，又發不出來電的情況，所以長期來看對電力供需雙方都存在不良影響。

下面我們分析下企業的虧損情況，仍以上述我國效率最高的電廠之一的外高橋第三發電廠為例，分別計算不考慮通知中的浮動和考慮通知中的浮動時的虧損情況：

1、 當不考慮上網電價浮動時，度電虧損0.2015元，假設機組月平均負荷率為75%，月發電量為10.8億度，單純考慮燃料成本月虧損2.18億元。

2、 當考慮上網電價浮動，并且以最大上浮量20%計算，上浮后電價為0.4986元/千瓦時，此時度電虧損為0.1184元，產生的燃料成本虧損為1.28億元。

對比浮動電價后的盈虧情況，雖然在通知中所要求的上浮限制中，發電企業虧損有了一定的改善，但仍無法彌補1.28億元的巨額損失。按照目前的投資水平，2×1000MW的電廠，投資在五十億左右，按照2.18億每月的虧損，兩年就會虧掉一個電廠。

以上數據核算，是沒有考慮到環保費用，設備折舊，人員工資，水費，檢修費用，財務費用的項目，如果綜合計量總體虧損還會進一步提高。在這種環境下燃煤發電機組發電量越多虧損越多，在我國電網的強制性考核機制下，一些電廠被迫報非停避免損失，還有些電廠真的是因為沒錢買煤而停產。在這種供需嚴重不平衡，原材料成本高于產品的電力生態下，最終影響的是電力行業的投資和發展。

電力是一種特殊商品，具有實時消納的特性，即使是建立了強大的儲能機制也不能像大宗貨物一樣長期儲存，而且電力的生產和消費過程還必須經過特殊的運輸體系——電網來進行統一調度協調。以上多種原因造成了電力這種商品難以按照市場普通大宗商品的評估方式進行定價。

電力雖然特殊，但其本質還是工業產品，在具備嚴格制度規范的電力市場體系中，還是可以還原其商品屬性，展現其市場價值。我國過去長期的電力定價機制，有效保障了我國民生以及工業發展，但是隨著我國經濟的高速發展，原來的定價機制逐漸不適合目前的市場形勢，尤其是出現燃料價格大幅波動，以及工業用電需求急速增加的情況，我們必須探索新的發展機制。

過去近十年我國不斷地探索電力市場發展，在多個試點省份開展了電力市場交易機制，不過除了廣東和浙江外大部分處于嘗試階段，交易范疇也多數限制于中長期合約交易，并且處于鼓勵市場成員參與，成交都是以低于市場價值的價差來成交，并不符合真正的市場規律。想要進一步完善電力市場，我們還需要走很長的路，不過目前廣東和浙江兩個試點市場的規則和發展情況讓筆者看到了我國規范化電力市場的曙光。

發改委的最新政策也表明了我國未來電力市場的發展趨勢應是以市場供需定價為主題，兼顧民生和工業發展的發展機制。雖然目前的高煤價也只是市場的短期波動，當我國的煤炭產能恢復后，煤價也會趨于平穩，但是當前的困境可以給我們一定的啟發：只有在嚴格的市場規則下，靠看不見的手來調節電力價值才是社會主義市場經濟發展的目標。

最后，雖然我們都喜歡喝便宜的牛奶，但是當奶牛需要割肉來支付飼料費用時，我們還能喝多久的便宜牛奶呢？

（注：本文為投稿，文中觀點僅代表作者，與北極星售電網無關）