为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快推进电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应，昨日，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》，部署进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革工作。
为什么要做出电价大改革？
煤炭、电力行业都是深受经济周期影响的行业。煤炭在上游，电力在下游，煤炭是由市场定价，电力企业却没有自主定价权，所以只要煤炭一涨价，那深受其苦的就是电力企业。煤价大幅度上涨，导致发电企业的利润处在一个亏损状态，所以其发电的意愿就会不足。
电价的市场化改革，就是要化解煤电价格的不协调，建立起一个能跌又能涨的市场化的电价机制，让价格来灵活合理地反映电力的供需以及成本的变化。
浅谈电力市场化
电力市场化是指：对电力行业放松管制使电力工业产权私有化，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，通过市场机制对电力资源进行优化配置，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态，从而提高效率、降低电价，促进社会经济发展。
1电力市场交易
电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过双边协商、集中竞争等方式开展的中长期电量交易；电力零售交易是指售电公司与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。
《电力市场运营基本规则》，2005年9月28日已经国家电力监管委员会主席办公会议通过，2005年10月13日国家电力监管委员会令第10号公布，自2005年12月1日起施行。
2电力市场主体
电力市场主体包括按照有关规定取得电力业务许可证的发电企业、输电企业、供电企业，以及经电力监管机构核准的用户。电力调度交易机构包括区域电力调度交易中心和省、自治区、直辖市电力调度机构。前款所称供电企业包括独立配售电企业;前款所称区域电力调度交易中心包括区域电力调度中心、区域电力交易中心。
发电企业、输电企业和供电企业按照有关规定取得电力业务许可证后，方可申请进入区域电力市场，参与区域电力市场交易。用户经电力监管机构核准后，可以参与区域电力市场交易。电力调度交易机构负责电力调度、电力市场交易、计量结算。
3电力市场交易类型
电力市场交易类型包括电能交易、输电权交易、辅助服务交易等。电能交易按照合约交易、现货交易、期货交易等方式进行。
电能合约交易，是指电力市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易。电能买卖合同约定的电价，可以由双方协商形成、通过市场竞价产生或者按照国家有关规定确定。
电能现货交易，是由发电企业通过市场竞价产生的次日或者未来24小时的电能交易，以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。
电能期货交易，是指电力市场主体在规定的交易场所通过签订期货合同进行的电能交易。
电能期货合同是指在确定的将来某时刻按照确定的价格购买或者出售电能的协议。
电能交易以合约交易为主、现货交易为辅，适时进行期货交易。电力市场具备规定的条件，并经电力监管机构批准，可以进行输电权交易、辅助服务交易等。
4电力市场主体任务
应当按照有关规定提供维护电压稳定、频率稳定和电网故障恢复等方面的辅助服务。
辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务；有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务，有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。
辅助服务的具体内容、技术标准、提供方式、考核方式，由国家电力监管委员会会同国务院有关部门另行规定。电力调度交易机构应当定期对电力市场主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应当公布并向电力监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅助服务时，应当及时向电力调度交易机构报告，并按照有关规定接受考核。
5电能合约交易规章制度
可以由电力调度交易机构具体组织实施，也可以由电力市场主体双方协商进行。电力调度交易机构按照区域电力市场运营规则对合约电量进行分解，其分解方法应当对电力市场主体公开。合约电量分解后因故需要修改的，电力调度交易机构应当及时向合约各方通报原因。输电企业应当按照法律和国家政策的规定，优先与依法取得电力业务许可证的可再生能源发电企业签订合同，全额收购其上网电量。电力调度交易机构应当按照区域电力市场运营规则组织电能现货交易。发电企业进行电能现货交易，应当以单个机组为单位报价。
经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价，由多个发电厂组成的发电企业不得集中报价，且禁止发电企业串通报价。电力市场价格形成机制应当有利于促进电力市场公平有效竞争、有利于输电阻塞管理，所有电能交易必须通过电力调度交易机构安全校核后执行。
国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确将从10月15日起有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并扩大市场交易电价的上下浮动范围的意义：
2021年以来，国际市场能源价格大幅上涨，国内电力、煤炭供需持续偏紧，多种因素导致近期一些地方出现拉闸限电，给正常经济运行和居民生活带来影响。10月8日国务院常务会议强调，针对今冬明春电力、煤炭供求压力依然较大的情况，要发挥好煤电油气运保障机制作用，有效运用市场化手段和改革措施，保证电力和煤炭等供应。
《通知》落实国务院常务会议部署，明确要有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能企业市场交易价格，不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
此外，《通知》提出了推动工商业用户全部进入市场、取消工商业目录销售电价的目标，在保障民生的前提下稳步推进电力市场化改革。在当前电力供应紧张环境下，该《通知》对煤电企业面临的压力进行了疏解，更重要的是明确了持续深化改革，运用市场化手段破解难题的方向。
░ 将形成“市场煤”“市场电”格局。《通知》明确，燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易，在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价，将形成“市场煤”“市场电”的煤电市场格局。同时，扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围。由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。2020年已有超过70%的煤电电量通过市场交易形成上网电价。而近期国际市场能源价格大幅上涨，国内电力、煤炭供需持续偏紧，一些地方出现拉闸限电，给正常经济运行和居民生活带来影响。此次进一步改革有利于发挥市场机制作用，理顺“煤”和“电”的关系，促进发电行业平稳运行。
░ 对当前的保供意义非常大。通过市场化的价格，一方面从供给侧来讲能够更好地释放产能，在供应上来说能有更好的保供能力。从需求侧来说，价格的波动也能使用户在节能、提效，还有结构转型各个方面能够有更好的作用。
░ 引导高耗能企业市场交易电价更多上浮。《通知》专门提出，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，还将引导高耗能企业的市场交易电价实现相对更多的上浮，倒逼高耗能企业节能减排，改善电力供求状况。推动工商业用户全部进入电力市场。
░ 这一次改革加速了电力市场化的进程。工商业用户在我们国家用电量里面也是主体，占到70%到80%的水平。目前一半左右的工商业用户是通过电力市场的，还有一半没有通过市场。这次改革出台以后，也会有力地推动这一半没有进入电力市场的用户去进入市场，所以说整个电力市场化改革的范围就会扩大了。
2021年以来，电力供应趋紧，全国多省执行有序用电政策，拉闸限电甚至一度波及居民用电。目前，已有蒙西、宁夏、湖南、广东、山东等多地调整政策，允许煤电的市场交易价格参照基准价上浮。受多方面因素影响，2021年煤炭价格飞涨，而煤电市场交易电价难以及时合理上浮，一些地区出现煤价与电价倒挂的局面，“越发越亏”使得煤电企业发电积极性不足。
此前，曾有发电企业寄望于通过提高现行煤电基准价格疏导电煤价格上涨压力，电力行业人士表示，当前电煤价格已超出合理水平，短期内通过直接提高煤电基准价格来传导过高的煤价，会不合理抬高用能成本，或将引发更大风险，合法合规增产才是稳定煤炭价格的治本措施。
按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。