每一場危機都會引發一場反思，甚至倒逼一場變革。2021年限電危機也不例外。受電煤供應緊張、價格飆升等因素影響，今年第三季度，全國超過20個省份執行了有序用電，據中國電力企業聯合會數據統計，1~10月份全國全社會的用電量為6.83萬億千瓦時，同比增長了12.2%，三季度全國執行有序用電影響的電量超過200億千瓦時，影響當季全社會用電量的增速約一個百分點左右。

我國歷史上的每一次電荒，都會引發業內對于體制機制的拷問，而電價，正是集中體現矛盾癥結的核心問題。

當前，我國執行“計劃電”和“市場電”并行的電價體系。其中計劃電是根據發用電計劃，由電網企業統購統銷并執行原上網電價和目錄電價的電量，而市場電由國家核定輸配電價、供需雙方交易確定發用電價。“十三五”時期，在輸配電價核定、取消或降低電價中政府性基金和收費標準，以及電力市場交易不斷深入等措施的推動下，電價不斷降低，企業用能成本持續下降。但在供需形勢趨緊、供應成本大漲的當下，煤電價格嚴重倒掛，供需關系與供電成本難以在現有價格中體現。

限電的本質是生產關系無法適應生產力的體現，深刻理解電力領域的生產力變革，是把握電價改革與市場改革的關鍵。最近，國務院印發《2030年前碳達峰行動方案》，明確提出構建安全高效、清潔低碳現代能源體系和以新能源為主體的新型電力系統，這一目標為我國能源電力發展確立了生產力變革之“錨”。圍繞這一目標，支持政策密集出臺，電價改革駛入快車道。

電力系統與體制新舊“混搭”下的電荒之困

限電的危機并非突如其來。“十三五”中后期，我國局部地區電力供需形勢趨緊。自2020年底，湖南、江西等地寒潮時大規模拉閘限電，此后電力供應緊張的形勢不斷蔓延，最終形成大面積的限電潮。

當前，電力系統正處于新舊過渡的階段。據中國電力企業聯合會數據統計，截至10月底全國全口徑發電裝機容量為23億千瓦，同比增長了9%。其中煤電裝機11億千瓦，占總裝機容量比重為47.8%，同比下降3.2%，電力裝機延續了綠色低碳發展態勢。在可再生能源在系統中的占比不斷增加，而其有效容量不能得到保證的情況下，面對12.2%的用電增長，電力供應面臨著巨大挑戰。據業內人士預測，“十四五”期間，全國電力供需形勢總體仍然趨緊，面臨系統性硬缺電風險。新舊電力系統“混搭”之下，出現不缺能源的能源危機，或將是未來電力保供的新常態。

危機背后，既有老問題，也有新問題。既存在電力供求的結構性不平衡，也存在綠色轉型、計劃向市場轉型導致的新矛盾。“這次限電根源是新舊電力系統與計劃和市場雙軌制混搭導致的資源錯配。從系統角度分析，在傳統的電力系統中，電力供需緊張的情況下，可以依靠安全穩定的煤電系統來保供，但構建新型電力系統，煤電占比下降或限發，煤炭開發利用受到限制，新能源出力波動大且有效容量低，其不可控不可調加大了電力系統的保供難度；從體制機制來看，過去電力處于政府管制下，應對缺電，采用限電和有序用電的方式來平衡供需，而當前電力處于計劃和市場并存的體制下，電力市場處于初級階段，面對上游煤炭的充分市場和電力需求的大幅增長，出現了價格失真，導致無法調節供需關系。”中國銀監會保險業“服務碳達峰碳中和專家委員會”專家委員薛靜說。

為了解決電力供應危機，國家發改委、國家能源局聯合開展能源保供穩價工作督導，出臺了一系列具體措施，各大電力央企投入保電攻堅，隨著煤炭價格逐漸回落，保供電取得了階段性的成效，供電工作恢復常態。但當下的應急之舉，并非根治電荒的長久之策。如何從根源上解決電力危機，如何讓電力系統的技術創新和體制創新有效契合、相輔相成，是當前電力發展的重要命題。電價是激勵電力投資，引導用戶合理用電、節能增效的“調控器”，電價改革已成為當前電力體制改革中最迫切的需求。

自新一輪電力體制改革啟動以來，我國電價改革以“加快完善主要由市場決定價格的機制”為目標，已經走過了建章立制的階段，“十四五”期間，電價改革需要在“十三五”電價改革實施的基礎上進一步地深化和細化，推動價格機制的完善與落實。5月25日，國家發改委公布《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》（發改價格〔2021〕689號），689號文對于“十四五”價格改革做出了全面的部署。其中針對能源價格改革，重點強調了綠色與市場導向。

針對689號文的要求，中國價格協會能源和供水專業委員會副秘書長侯守禮指出，電價市場化的核心是“定價機制轉換”。過去是按照生產端成本來定價，價格不僅要彌補成本、獲得合理收益，還要考慮消費者是否買單；今后將轉向消費端，按使用需求來定價，從政府制定價格轉向市場決定價格，價格水平由穩定轉向靈活變動。因此，定價形式也將產生一系列變化，分電源、分環節的電價將轉向分市場、分時段的電價。

從政府定價到市場定價，從成本出發到需求出發，電價改革不僅需要政策的推力，在落地過程中更需央地協同，提升市場意識，積極轉變觀念。7月底，全國進入用電高峰期，國家發改委緊急出臺《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價。薛靜告訴記者，分時電價機制迎來完善，將在一定程度上推動用戶錯峰用電，緩解電力供需矛盾，但在最初，并沒有引起大多數地方政府的高度重視，文件下發一月后，全國多數地區未實行尖峰電價，已執行地區大多不滿足上浮比例要求，未達到3:1的最低要求等。直到限電來臨，依然采取有序用電的行政手段來解決供需矛盾；而個別省份將分時電價與中長期和現貨交易相銜接，通過現貨市場實時價格的調節，有效緩解了高峰負荷壓力，抑制了發電企業虧損面的擴大。

10月12日，在煤電頂牛困局僵持不下之際，國家發改委出臺《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），開啟了我國電力市場的新階段，風險與機遇相伴而來。

國家發展改革委價格司司長萬勁松在答記者問時表示，此次改革的重點在于兩個“有序放開”：在發電側，有序放開全部燃煤發電電量上網電價；在用電側，有序放開工商業用戶用電價格，推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，并建立起“能跌能漲”的市場化電價機制。其中推動工商業用戶全部進入電力市場，在業內人士看來，是對電力體制改革的一次跨越式推進。

在1439號文出臺前，大約有44%的工商業用電量通過參與市場形成用電價格，但也有一部分用戶仍然按目錄電價，通過電網統購統銷購電，這屬于工商業內部購電模式的“雙軌”運行，引起了電力市場中的諸多亂象。例如，部分用戶在市場價格上漲后退出市場，轉而以目錄電價向電網企業購電，只享受市場降價收益，不承擔市場風險；部分地區中長期價格與分時電價銜接不緊，導致峰段負荷高的用戶愿意進入市場，而谷段負荷高的用戶更愿意繼續留在目錄電價中享受低谷優惠。這也造成峰谷電價削峰填谷調節作用大打折扣。《通知》要求工商業用戶全部入市，可以在保證市場公平性的同時，提升價格引導資源配置的效率。

對于部分暫未進入市場的工商業用戶，目前由電網企業以代理方式從電力市場進行購電。但文件中明確指出將不斷縮小電網企業代理購電范圍，因此，電網企業代理購電只是市場加快放開后所采取的緊急措施，對于電網企業而言，劇增的業務量也是巨大的挑戰，并非長遠之策。侯守禮認為，如今市場加速形成，電力保底供應商不應只有電網企業一家，在某一地區，需要多家售電企業來承擔保底供應的任務，以解決廣大中小型用戶的交易需求。

“對于大用戶而言，電費支出占據經營成本比重較高，因此，大用戶更有動力參與批發市場，以達成最符合自身經濟利益的購電交易。對廣大中小型用戶來說，可能電費在生產經營的成本中占比較低，價格的波動對于經營影響并不顯著，中小用戶很難有精力和能力研究批發市場復雜的價格機制，那么這一類用戶就不應直接暴露在批發市場，需要由售電公司針對用戶需求提供定制化的購電套餐。這種模式在國外的運作已經十分成熟，值得我們借鑒。但這需要售電側改革的推進，以培育成熟的售電市場主體和成熟的商業模式。”侯守禮說。

對于價格敏感型的高耗能用戶，未來交易電價不受上浮20%的限制。萬勁松表示，高耗能行業無序發展，會增加電力保供壓力，不利于綠色低碳轉型發展。如此規定，有利于引導高耗能企業市場交易電價多上浮一些，可以更加充分地傳導發電成本上升壓力，促進高耗能企業加大技術改造投入、提高能源利用效率，推動產業結構轉型升級，抑制不合理的電力消費、改善電力供求狀況。

1439號文對于市場改革、價格改革具有深遠的影響。從短期來看，燃煤發電上網電價的改革有利于進一步理順“煤電”關系，保障能源供應；從長遠來看，該政策對于雙軌制扭曲資源配置、價格激勵不足、市場建設推進遲緩等問題給予了長效應對機制。“在該文件的主導下，峰谷電價與中長期交易價格將更快地銜接，使用戶更充分、更深入地認識到電力電量成本是時間和空間的函數，從而推動新型電力系統下的負荷曲線優化。”薛靜說。

推動“有效市場”和“有為政府”協同發力

在“雙碳”目標推動下，退煤與新能源提速并行，電力系統由高碳向低碳過渡，調節能力成為其中最重要且稀缺的資源，過去單一的電能量市場已經無法適應建設新型電力系統的需要，如何激發系統調節潛力，是價格機制轉變中的核心問題之一。

儲能是我國電力系統中的新型主體，也是為系統提供調節能力的主要力量。其中抽水蓄能技術成熟、成本構成相對明確，抽水蓄能在多年的發展中經歷過包括單一容量、單一電量、兩部制的價格機制探索，今年4月30日，國家發改委出臺《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確了抽水蓄能電站執行兩部制電價的思路。

而新型儲能發展時間不長，總體成本仍然較高，技術路線多樣，每一種路線成本構成差異較大，適用的場景也不一樣，自新型儲能起步以來，始終走在市場化探索的道路上。但構建新型電力系統的任務對于儲能有了更大規模的需求，儲能在電力系統中承擔的任務、發揮的作用有了質的提升，同時，多元主體并存的新型電力系統對于各類儲能都有需求，是否都由市場定價，不應一概而論。“我個人認為，為電網提供服務的，具有公共性，需要政府定價。如果是為特定的電源和用戶服務，不具有公共性，就沒有政府定價的必要。”侯守禮說，“《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》的出臺不僅為抽水蓄能電站成為獨立市場主體提供了良好的價格機制保障，也將為探索其他新型儲能、應急保障電源、火電靈活性改造等系統調節資源探索價格機制積累經驗。”

兩部制電價是將與容量對應的基本電價和與用電量對應的電量電價結合起來的電價制度。《意見》明確了容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，電量電價體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值。

但如何采取更加市場化的方式確定容量電價？侯守禮建議，每個省應根據本地新能源所占比例，綜合評估其電力電量平衡情況，確定當地應具備的調節率，讓所有具有調節能力的主體如新型儲能、天然氣發電機組、靈活性改造的火電機組等一起競爭形成容量電價。電量價格的市場化形成思路亦然。同時，對于容量電費的分攤與回收，侯守禮認為，在不同地方的電力系統里，風電、光伏等不可調電源對于系統調節能力的占用是不同的，需要按照誰受益誰付費、誰受益多誰付費多的辦法進一步細化；同時，讓那些占用系統高峰資源、需要提供高可靠供電服務、不能進行需求響應的用戶更多地承擔容量費用，讓那些能夠進行需求響應、不過多占用系統資源的可中斷負荷更少地承擔容量費用，以便容量電費從用戶側更精準地回收。

電價的調整也是經濟關系的調整。在我國的電價改革進程中，針對不同時期的經濟發展重點任務，電價政策有不同的導向。當前，我國正處于經濟社會轉型期和現代化建設新階段，因此，在通過電價改革對經濟結構調整的時候，政策制定者常常既希望用通過降低電價來支持實體經濟的發展，又希望通過綠色電價來引導產業結構的調整，還需要保障電力供應的穩定充足，同時以交叉補貼維持電力的普遍服務功能。這使得電價改革成為一個多目標尋優的過程。在這個過程中，應如何處理政府與市場的關系？

這一問題是關乎整個經濟體制改革的核心問題。習近平總書記多次對政府與市場的關系作出論述，提出“有效市場”與“有為政府”相結合，為正確認識和處理政府和市場關系、全面深化經濟體制改革指明了方向。在中國經濟轉型升級的重要關口，陣痛和風險如影隨形，對于“有效市場”和“有為政府”，在深度、廣度和力度上提出了更高的要求。

侯守禮表示，電力市場是一個人為設計的市場，尤其需要政府制定科學、合理的規則框架來正確引導，但政府無需對企業投資和運行進行微觀管制，而應以市場機制引導企業行為，這需要為市場機制發揮作用創造良好的空間，同時事先設計好監管規則，保證市場參與主體能夠按照規則行事，防范市場失靈事件的發生。

“以綠色電價為例，過去政府制定了針對高耗能、高排放行業的差別電價、懲罰性電價和階梯電價等。在市場化改革的推動下，綠色價值應通過市場機制來體現，如將高耗能企業作為有償責任主體，建立綠色電價套餐制度，在產品中標識綠色標簽，推動其盡早進入碳市場及綠證交易中。對于電能替代潛力較大的供熱、交通、岸電等，實施支持性電價政策，以激勵和懲罰并舉，合理反映零碳電力的環境正外部性、高碳電力的環境負外部性。”侯守禮說。

當前我國還處于快速工業化中，相對于其他工業化已經完成的西方發達國家，我國不僅用電需求高，且市場變化大起大落，市場預測的復雜度遠勝西方國家。“2020年暴發了新冠疫情，許多企業停產，發電側有力難出；2021年，疫情之后經濟反彈，用電量大增，但煤價飆升導致電廠出力不足。無論是用戶側還是發電側遭遇外部沖擊，最終都導致簽訂的合同無法履行。對于這些變幻莫測的形勢，電力中長期交易和現貨交易如何面對，我們的市場規則能不能夠包容如此大的變化？這些都是非常現實的考驗。”侯守禮說。

在風險頻發的市場交易中，侯守禮建議，無論是發電側還是用戶側，可以在各種交易合同中引入保險機制，通過保險費來對沖違約風險。這樣的方式就是以市場手段應對風險的思路。

電價改革與國民經濟建設、人民群眾生活密切相關，改革形勢復雜、任務艱巨，需要漸進而行、穩步推進。“電價改革是有周期性的，從國外的改革經驗來看，大約需要3~4個5年周期才能夠建立比較成熟的價格體系，電力市場的建設周期亦然，電價改革與電力市場建設應同步推進。預計到‘十五五’末期乃至‘十六五’初期，我國電力市場與價格體系建立將走向成熟與完善，屆時我國已經邁過碳達峰的目標，并基本實現現代化建設，在這樣的基礎上，向著碳中和的目標從容邁進。”侯守禮說。