21世紀經濟報道記者吳文汐 廣州報道   近日，廣東省能源局、南方能監局聯合發佈《關於2023年電力市場交易有關事項的通知》（下稱《通知》）。

《通知》中明確，落實國家關於有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，2023年廣東電力市場規模約爲5500億千瓦時，包括直接參加市場交易電量和電網企業代理購電電量。這一規模與2022年持平。

但年度交易規模卻有了一定的變化，《通知》中安排年度交易規模上限3000億千瓦時，相比2022年的3150億千瓦時，減少了近5%。但2023年可從市場直接購電的用戶電量規模從2022年的4800億千瓦時，增加到了4900億千瓦時。

值得一提的是，廣東此次《通知》首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”等內容。

受訪專家表示，當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業的成本壓力，但其實目前，前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高於發改委指導價格的。要想真正緩解火電企業的壓力，從虧損轉爲正向盈利，還是需要煤價整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。

同時，多位業內人士認爲，一次能源價格傳導在具體執行過程中還會面臨很多困難，未來傳導機制能否真正落地還有待觀望。

適時啓動一次能源價格傳導機制

《通知》中明確，根據國家最新政策規定，當一次能源價格波動超出一定範圍時，視市場運行情況啓動一次能源價格波動傳導機制。

具體而言，當綜合煤價或天然氣到廠價高於一定值時，煤機或氣機平均發電成本（扣減變動成本補償後）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關費用由全部工商業用戶分攤。當綜合煤價或天然氣到廠價低於一定值時，煤機或氣機平均發電成本（扣減變動成本補償後）低於允許下浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行回收，相關費用由全部工商業用戶分享。

華北電力大學經濟管理學院教授袁家海在接受21世紀經濟報道記者採訪時表示，在發改委規定的20%的電價漲幅範圍之下，如果煤電超過限價範圍之後還有燃油成本沒有被消化，達到一定水平，可以通過一次能源價格傳導機制將成本由全體用戶分攤，這一點是比較大的突破。

今年上半年，伴隨煤價逐步上漲，我國火電企業多數遭遇成本壓力，出現經營虧損，盈利能力有待修復。中電聯10月發佈的《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》顯示，今年前三季度，全國煤電企業因電煤價格上漲增加成本2600億元左右，大型發電集團超半數以上煤電企業處於虧損狀態，部分現金流緊張。

中電聯11月14日發佈的中國電煤採購價格指數（CECI）週報數據顯示，進口指數到岸綜合標煤單價已連續兩週小幅上漲，當期CECI進口指數到岸綜合標煤單價1670元/噸，環比上漲3.5%。

廣東省作爲進口煤佔比相對較高的省份，省內沿海火電廠盈利壓力較大，這在一定程度上會打消火電企業的發電積極性，對能源保供造成影響。中國新能源電力投融資聯盟祕書長彭澎向21世紀經濟報道記者表示，對於廣東這一製造業大省而言，當務之急是保供電，特別是在目前的經濟結構下，可以忍受一定程度的電費上漲。所以在現有的機制下，不能再繼續讓火電企業虧損，出臺相應政策是具有必要性的。

彭澎認爲，當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業的成本壓力，但其實目前，前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高於發改委指導價格的。要想真正緩解火電企業的壓力，從虧損轉爲正向盈利，還是需要煤價整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。

廣東電力市場新政的推出，受到業內廣泛關注，但多位受訪人士表示，能否具體落地還有待觀望。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受21世紀經濟報道記者採訪時表示，這一傳導機制是很好的實踐，但具體執行上會面臨很多困難，未來是否能夠執行還要看經濟的運行情況如何。電力市場的運行是系統性的，也必須系統性地解決。“通知中未明確分攤的具體比例，也爲後續的調整留出了一定空間。”

重視用戶側疏導發電成本

從《通知》中可以看出，通過用戶側來疏導發電側成本壓力是主要方向，廣東電力市場化程度或將進一步提升。

例如，《通知》中的另一大亮點是提出按照“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式，開展零售合同簽訂，價格範圍爲0.372-0.554元/千瓦時。其中，浮動費用爲可選項，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用，上限爲0.02元/千瓦時，下限爲0元/千瓦時。同時，在現貨市場分攤費用機制，相較2022年，不再由發電側和電網側分攤現貨市場分攤費用，新增售電公司作爲分攤主體。

可見廣東對於用戶側分攤及分享電力市場損益的態度正在逐步明晰。林伯強表示，廣東的電力市場化相對其他省市而言走得更快，因爲廣東市場基礎較好，經濟實力較強，能夠包容一定程度上的電力市場的波動對於經濟的影響。

與此同時，《通知》中明確，按照《廣東新能源試點參與電力現貨市場交易方案》、《廣東省可再生能源交易規則（試行）》等有關要求，有序推動220kV及以上電壓等級的新能源參與現貨市場，持續開展可再生能源綠電交易。

有業內人士向記者表示，新能源最大問題是波動性和短期、超短期功率預測精度非常長。在新能源發電量在不斷提升的背景下，其造成的電力系統波動需要有主體來承擔成本。一方面，電網網架方面需實現平衡；另一方面，需要提升新增傳統火電來提升靈活性和支撐能力。

彭澎認爲，新能源參與現貨市場是大勢所趨，新能源的波動性對於火電企業而言是利好的，例如在新能源大量發電時，火電可以不參與發電，而是提供相應的輔助服務或是調頻服務，亦或是火電之前簽出去的長協現在可以在市場上購買到價格比較低的新能源現貨，這些都可以有助於火電企業的增收，這一舉措在山西的現貨市場中已經能夠體現出來。

據瞭解，目前，廣東、山西、山東等“現貨大省”均提出購電側加入輔助服務費分攤的政策。例如，山西在最新發布的11月電網代購電價中，首次發佈了輔助服務補償費用價格表，對向市場交易用戶、電網企業代理購電用戶共同分攤自動發電控制（AGC）輔助服務補償費用，摺合0.005295元/千瓦時，該費用將體現在用戶電費賬單中。山西電網發佈的AGC到戶價格，也是全國首個向終端用戶分攤的輔助服務費用項目。

2018年9月，國家發改委和國家能源局聯合發佈《關於開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，確定南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川和甘肅等8個地區作爲第一批試點。廣東是全國首個區域級調頻輔助服務市場，也是全國首個通過“中長期+現貨市場”組合機制落實國家深化燃煤發電上網電價市場化改革的省份。

彭澎認爲，未來，廣東、山西等地的實踐或將進一步向其他地區複製推廣，特別是一些經濟比較發達的區域。

（作者：吳文汐 編輯：週上祺）

責任編輯：吳劍 SF031