2021年10月11日，我国下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%。该政策的发布表明了我国未来电力市场的发展趋势应是以市场供需定价为主题，兼顾民生和工业发展的发展机制。本文以供电煤耗低的发电机组——上海外高桥第三发电厂为标准，探讨分析了高煤价下的电力市场机制。

截至2021年10月12日，10月交割5500大卡动力煤价格达到了1752.6元/吨，折合标准煤价格为2230.58元/吨。在此煤价基础上本文采用现有资料中统计供电煤耗低的发电机组——上海外高桥第三发电厂的供电标煤耗276.82克/千瓦时进行折算，其每度电的燃料成本为0.617元/千瓦时，而当前上海的燃煤电厂标杆上网电价为0.4155元/千瓦时。也就是说在现在的动力煤价格下，代表我国高发电效率的发电厂，单纯考虑燃料成本，每度电就产生0.2015元的亏损。

根据发改委新下发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称通知）中，虽然提出了“扩大市场交易电价上下浮动范围。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上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”的要求，但是即使是在原有的标杆电价基础上浮20%，仍不能平衡巨大的度电亏损。

由于我国的电力市场并不成熟，在大多数地区的电力市场规则下，交易仍以负价差为主，这种情况是对参与电力市场的企业的鼓励性优惠，还未做到真正的市场供需决定价格，即使是当前煤价如此之高的情况，我国试点电力市场中也仅有江苏等少量地区出现了正价差，这种情况短期看是对发电企业的影响，但是发电企业因为亏损倒闭的后果就是产能不足，就变成了又缺电，又发不出来电的情况，所以长期来看对电力供需双方都存在不良影响。

下面我们分析下企业的亏损情况，仍以上述我国效率高的电厂之一的外高桥第三发电厂为例，分别计算不考虑通知中的浮动和考虑通知中的浮动时的亏损情况：

1、 当不考虑上网电价浮动时，度电亏损0.2015元，假设机组月平均负荷率为75%，月发电量为10.8亿度，单纯考虑燃料成本月亏损2.18亿元。

2、 当考虑上网电价浮动，并且以大上浮量20%计算，上浮后电价为0.4986元/千瓦时，此时度电亏损为0.1184元，产生的燃料成本亏损为1.28亿元。

对比浮动电价后的盈亏情况，虽然在通知中所要求的上浮限制中，发电企业亏损有了一定的改善，但仍无法弥补1.28亿元的巨额损失。按照目前的投资水平，2×1000MW的电厂，投资在五十亿左右，按照2.18亿每月的亏损，两年就会亏掉一个电厂。

以上数据核算，是没有考虑到环保费用，设备折旧，人员工资，水费，检修费用，财务费用的项目，如果综合计量总体亏损还会进一步提高。在这种环境下燃煤发电机组发电量越多亏损越多，在我国电网的强制性考核机制下，一些电厂被迫报非停避免损失，还有些电厂真的是因为没钱买煤而停产。在这种供需严重不平衡，原材料成本高于产品的电力生态下，终影响的是电力行业的投资和发展。

电力是一种特殊商品，具有实时消纳的特性，即使是建立了强大的储能机制也不能像大宗货物一样长期储存，而且电力的生产和消费过程还必须经过特殊的运输体系——电网来进行统一调度协调。以上多种原因造成了电力这种商品难以按照市场普通大宗商品的评估方式进行定价。

电力虽然特殊，但其本质还是工业产品，在具备严格制度规范的电力市场体系中，还是可以还原其商品属性，展现其市场价值。我国过去长期的电力定价机制，有效保障了我国民生以及工业发展，但是随着我国经济的高速发展，原来的定价机制逐渐不适合目前的市场形势，尤其是出现燃料价格大幅波动，以及工业用电需求急速增加的情况，我们必须探索新的发展机制。

过去近十年我国不断地探索电力市场发展，在多个试点省份开展了电力市场交易机制，不过除了广东和浙江外大部分处于尝试阶段，交易范畴也多数限制于中长期合约交易，并且处于鼓励市场成员参与，成交都是以低于市场价值的价差来成交，并不符合真正的市场规律。想要进一步完善电力市场，我们还需要走很长的路，不过目前广东和浙江两个试点市场的规则和发展情况让笔者看到了我国规范化电力市场的曙光。

发改委的新政策也表明了我国未来电力市场的发展趋势应是以市场供需定价为主题，兼顾民生和工业发展的发展机制。虽然目前的高煤价也只是市场的短期波动，当我国的煤炭产能恢复后，煤价也会趋于平稳，但是当前的困境可以给我们一定的启发：只有在严格的市场规则下，靠看不见的手来调节电力价值才是社会主义市场经济发展的目标。