我国多地允许电价上浮
我国多地允许电价上浮，其实在此轮“限电潮”之前，各省份就已经注意到了煤电价格倒挂的严峻问题，并相继出台允许电力交易价格上浮的政策。我国多地允许电价上浮。
我国多地允许电价上浮1
9月下旬以来，“限电潮”影响全国多个省份，不止工业用电，居民用电也一度受限。
红星资本局调查了解到，煤电价格倒挂是目前“限电、停电”的主要原因之一。（链接：《深度调查|全国多地拉闸限电，没有所谓“金融战”，原因其实很简单》）
9月29日，红星资本局梳理发现，内蒙古、宁夏、上海等地区在此前就已经陆续开启“涨电价”的调整，允许煤电市场交易电价在标杆电价基础上向上浮动。
此外，相关部门也在积极解决全国煤炭紧缺的问题。9月29日，国家发改委、国家铁路集团也发布了《关于做好发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖铁路运力保障有关工作的通知》，进一步加大对发电供热煤炭运输的倾斜力度。
需要说明的是，所谓的“上网电价”，一般指的是电网向发电企业买电的价格，该价格并不等同于是居民用电价格。
对于各地政府出台的允许电力交易价格上浮的政策，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对红星资本局表示：“电力交易价格上浮对缓解目前电力紧张的情况是有好处的。”同时，林伯强也指出，除了电力市场交易价格上浮，后续关于电价和煤炭供应的相关政策都要抓紧跟上。
“涨电价”调整已开启
内蒙古、上海、湖南允许“上网电价”上浮
9月29日，红星资本局梳理，内蒙古、宁夏、上海等地区已经陆续宣布，允许煤电市场交易电价在标杆电价基础上向上浮动。
7月23日，内蒙古工信厅、发改委发布了《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》。其中规定，自8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价基础上可以上浮不超过10%。
中金公司研报分析称，蒙西地区率先明确电价上浮空间，将帮助火电实现盈利边际改善，此次调整也是2017年以来“降电价”和浮动电价政策推出后，首次放开电价管控。
据《人民日报》旗下《中国能源报》报道，8月4日，宁夏回族自治区发改委发布《关于调整2021年电力直接交易有关事项的通知》，对宁夏今年8-12月电力直接交易有关事项予以调整，并提出允许煤电交易价格在基准价的基础上上浮不超过10%。
随后，上海市经济和信息化委员会发布《关于开展2021年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作的补充通知》，要求进一步完善“基准价+上下浮动”电力市场价格形成机制，取消燃煤标杆上网电价“暂不上浮”的规定。
8月底，上海市发改委发布关于印发《进一步规范本市非电网直供电价格行为工作指引》的通知，进一步规定非电网直供电终端用户用电价格最大上浮幅度不得超过10%。
另据华夏时报报道，9月24日，广东电力交易中心发布《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》（下称《通知》）。《通知》明确，允许月度交易成交价差可正可负，同时电价上涨将传导给终端用户。这被认为是广东电力市场即将进入定价上涨阶段。
紧接着，9月27日，湖南省发展和改革委员会印发《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》，规定自10月起，将在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限。
通知中提到，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。目前来看，湖南省规定：“当平均到厂标煤单价超过1300元/吨，煤价每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时，上浮幅度最高不超过国家规定。”
需要说明的是，所谓的“上网电价”，一般指的是电网向发电企业买电的价格，该价格并不等同于是居民用电价格。
除了电力交易价格，全国多地区也在此前推行峰谷分时电价机制。
8月底到9月初，广东、贵州、广西、安徽等省份先后发布通知，执行分时电价政策，在平段电价基础上，上、下浮一定比例，形成高峰电价和低谷电价，从而引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全运行。
拉闸限电频发
煤电价格倒挂是主因
“火电行业陷入成本倒挂发电、全线亏损的状态，已严重影响到了蒙西地区电力市场交易的正常开展，并对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险。”内蒙古工信厅、发改委如此解释调整电力交易市场价格的背景。
早在今年6月份，宁夏发改委就召开电煤供应座谈会，研究电厂煤源紧张，煤炭价格大幅上涨，造成电价与发电成本倒挂，部分电厂面临停产风险等问题。
湖南省发改委也在通知中提到“疏导火电燃料成本”。
可以看出，在此轮“限电潮”之前，各省份就已经注意到了煤电价格倒挂的严峻问题，并相继出台允许电力交易价格上浮的政策。
其实，煤电价格倒挂也是目前“限电、停电”的主要原因之一。对于以火力发电为主的发电企业来说，燃煤成本基本上是最主要的成本支出。事实上，从今年上半年开始，电煤价格始终高位运行。
生意社数据显示，今年6月 4日，动力煤（京唐港动力煤市场）的报价约为930元/吨；到9月28日，动力煤（京唐港动力煤市场）的报价约1630元/吨，短短3个月的时间，就上涨了约75.2%。
红星资本局注意到，仅从9月3日到28日，动力煤（京唐港动力煤市场）报价就上涨了近500元/吨。
煤电价格倒挂，带来最直接的影响，就是供电供热企业成本上涨，利润空间被挤压。
根据国家统计局的数据，在1-8月全社会用电量两位数增长的情况下，电力热力供应企业利润跌15.3%，而煤炭开采和洗选业利润同比大145.3%，煤炭燃料加工业利润同比暴涨2471.2%。
供电供热企业的利润被成本吞噬，也打破了电厂盈亏平衡，陷入“发一度电，赔一毛钱”的怪圈，9月初，大唐国际、北京国电电力等11家燃煤发电企业就因此联名呼吁涨价。
积极解决煤炭供应、运输问题
专家：电价和煤炭供应政策调整要抓紧跟上
日前，红星资本局调查发现，多家煤矿表示，保供给是当前首要任务。受访煤矿有的需要保障所属集团旗下的电力供应，有的与电力企业签订了第四季度增量保供合同，都没有多余的库存和产能对外售煤。（链接：《煤电倒挂背后：陕西、内蒙古多煤矿不再“对外售煤”，有车队无煤可运》）
而煤炭水运相关负责人向红星资本局表示，水运价格近期高位回落，但仍比去年同期上涨了50%以上。货船的船期没有那么紧张，但国庆后订船仍需等待5天。
目前，相关部门也在积极解决全国煤炭紧缺的问题。9月29日，国家发改委、国家铁路集团也发布了《关于做好发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖铁路运力保障有关工作的通知》，进一步加大对发电供热煤炭运输的倾斜力度。
同一日，国家发展改革委经济运行调节局负责人就今冬明春能源保供工作答记者问时，就重点提到保障煤炭稳定供应措施：
一是在确保安全的前提下全力增产增供。指导煤炭主产区和重点企业，科学制定生产计划，安全有效释放先进产能；
二是进一步核增和投产优质产能。支持具备条件的优质产能煤矿释放先进产能；
三是适度增加煤炭进口。支持企业用好国际资源，保持适度进口规模，有效补充国内供应；
四是着力提升存煤水平。支持地方和企业加强煤炭储备能力建设，准备一定规模应急储备资源，着力增加电厂存煤；
五是重点保障发电供热用煤需要。发挥煤炭中长期合同“压舱石”作用，在年度中长期合同的基础上，组织产运需企业补签合同，推进发电供热用煤中长期合同全覆盖，同时加强履约监管，保障发电供热等民生用煤稳定供应和价格平稳；
六是规范市场运行秩序，会同有关部门加强市场监管，严厉查处哄抬价格等违规行为，稳定社会预期。
在此之前，中煤集团也表示，为进一步落实发改委保供稳价要求，中煤集团继低于市场价格10元/吨向江苏利港供应煤炭后，再次以低于市场价格10元/吨向浙能集团供应煤炭（“明州76”轮），保障重点电力用户用煤需求。
9月27日，据《吉林日报》报道，吉林省省长韩俊指出，要多路并进保煤炭供应，派专人到内蒙古驻煤矿，逐一落实煤炭购销运输合同，把内蒙古自治区政府对吉林省的各项支持措施尽快落到位；争取更多的进口指标，抓紧推进俄煤、印尼煤、蒙古煤等外采计划；自产煤企业要专班驻矿，在保证生产安全的前提下，能开尽开，开足马力，释放产能；加大政策支持力度，扩大市场采购范围；加快储煤基地建设，推动储备煤保质保量尽快达标。
另据《合肥晚报》，安徽省能源局也表示，督促煤炭企业全力增加电煤供应，千方百计将电煤库存提高到7天以上并抓紧消缺，组织专家抓紧排除故障，确保不发生无煤停机和非计划停机。
9月29日，山西省保供十四省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会举行。会议指出，中央驻晋煤炭企业将保供天津、福建、河北、广东、辽宁等5个省市；晋能控股集团有限公司对接广西、江苏、吉林、安徽、上海、浙江等6个省区市，山西焦煤集团承担河南省保供任务，华阳新材料集团承担海南省保供任务，潞安化工集团承担山东省保供任务，其余保供任务由山西省各市煤炭企业承担。
对于各地政府相继出台的允许电力交易价格上浮的政策，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对红星资本局表示：“电力交易价格上浮，对缓解目前电力紧张的情况是有好处的。”同时，林伯强也指出，除了电力市场交易价格上浮，后续关于电价和煤炭供应的相关政策都要抓紧跟上。
“解决电力紧张，要把短期目标和中长期目标分开。短期来看，如何释放煤炭产能、如何让火电企业有动力去发电，解决这两个问题，才算是过了短期这一关。”林伯强说。
林伯强继续建议：“从长期来看，解决工业用电短缺的问题，要从产业结构调整方面入手，例如调整高耗能企业等；另外一个就是煤炭问题，将煤电的比重降下去，提高新能源发电的比例。”
我国多地允许电价上浮2
面对煤价上涨压力，多地开始放开电价上浮限制。
9月27日，湖南省发改委印发《湖南电力市场燃煤火电交易价格浮动机制试行方案》（下称《湖南方案》）。
《湖南方案》提出，在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。
根据《湖南方案》，参数选取以湖南省统调燃煤火电企业平均到厂标煤单价为测算依据，参考中国煤炭资源网发布的“CCI5500综合价格指数”，确保测算依据真实可信。
每月15日前，湖南省发改委负责汇总近一个月全省统调燃煤火电企业购煤合同，通过加权平均计算平均到厂标煤单价。实行月内交易后，按最小交易周期测算平均到厂标煤单价。
根据基准价格及浮动机制，湖南省将在现行燃煤火电上网基准价格下，当全省统调燃煤火电企业平均到厂标煤单价超过1300元/吨，煤价每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上浮1.5分/千瓦时，上浮幅度最高不超过国家规定。
据获悉，目前动力煤市场价已经超过1300元/吨，但平均年度、月度长协煤炭价格未到此水平。
《湖南方案》还特别指出，如煤价过高，交易价格上限上浮到最大值仍不能完全疏导火电燃料成本，超出部分的成本通过延长交易价格上浮时间疏导，交易上限价格上浮的`延长时间可以累加。燃煤火电上网基准价发生变动后，重新确定基准煤价和交易价格上限浮动范围。
湖南省发改委称，该方案从今年10月起实施，如市场出现突发情况，将调整或暂停该机制。
9月27日，安徽省能源局也印发了《关于调整2021年四季度电力直接交易有关事项的通知》（下称《安徽省通知》），其中提到，今年受全国煤价大幅上涨影响，安徽省煤电企业燃料成本与基准电价严重倒挂，发电能力受到制约，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应。
《安徽省通知》提出，2021年四季度电力执行直接交易价格上浮机制，煤电直接交易价格在基准电价（0.3844元/千瓦时）的基础上可上浮不超过10%；允许合同双方按照自主自愿、平等协商的原则，对2021年后续月份未执行的电力直接交易合同协商一致后，由交易双方报交易机构调整市场交易价格。该通知执行期限为2021年10-12月。
据梳理，目前除湖南和安徽外，内蒙、宁夏、上海等地政府此前已陆续发文，允许交易电价基准上浮不超过10%。
9月29日，国家发改委官网显示，为保障迎峰度冬期间电力供应，其中的措施之一是按价格政策合理疏导发电成本。
发改委称，将指导各地切实组织好电力市场交易，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。
这意味着，“基准价+上下浮动”的市场化机制推行一年多后，电价打开了上升通道。在煤价持续高位的当下，或有更多市场化电力价格进行上调。
目前执行电价上浮的省份，或为其他省份提供“试点”作用。
这五大省份各具特点。其中，湖南、安徽属于电力形势紧张地区，用电高峰时存电力缺口，都位于中部地区；内蒙、宁夏属于西部地区，近年高耗能产业发展较快，内蒙的支柱产业包括化工、冶金等，宁夏支柱产业包括冶金、机电、建材等；上海则属于东部发达地区，制造业发达。
2019年9月，中国提出自2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将此前的标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，上浮不超10%，下浮原则上不超过15%。
但当时为确保一般工商业平均电价只降不升，政策规定了2020年上网电价暂不上浮。
今年以来，煤价持续走高，截至2021年9月29日，环渤海动力煤价格指数为752元/吨，较去年同期550元/吨同比上涨36.48%。
国元证券分析指出，煤价高企使得火电行业面临大面积亏损、发电意愿不足，全社会用电量上涨，电力供需紧张形势不断加剧。为保障全社会用电以及火电行业稳定发展，国家鼓励用足各地用足10%标杆电价上浮幅度。
该机构称，结合目前市场煤价，预计煤电上网电价可提升约0.05-0.06元/千瓦时，电价上涨将有助缓解煤电企业发电压力，保障电力供应。
申万宏源研究指出，“基准+浮动”机制的本质是扩大市场化交易，大幅增加年度长协比例，通过年度长协锁定下年度价格，通过月度交易反映当下供需。
但申万宏源同时指出，该电价机制适用于煤价平稳的时期，一旦煤价大幅波动，大比例的年度长协限制了电力企业向下传导成本，且上浮幅度被限制在不超过10%，在煤价同比涨幅超过一倍的背景下，10%的顶格上浮杯水车薪。
卓尔德环境研究中心首席经济师张树伟对表示，预计未来政策层面很有可能推动全社会电价上涨。
他同时指出，电价政策的调整，一定要明确何时调整、执行多长时间、如何波动等规则，“否则就类似编计算机程序，如果考虑不周，政策设计就会存在严重缺陷。”
国泰君安表示，近几年电价下行的背景下，中国居民用电增速中枢逐渐提升。
国家发改委在6月提到，与国际上其他国家相比，中国居民电价偏低，工商业电价偏高。因此，居民电价将是下一阶段调控的重点对象。
国家发改委表示，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。
目前，中国市场化电量占比约40%。国泰君安表示，随着碳交易市场的实施，预期中国将进一步加快电力市场化的步伐。打开电价上浮的闸门，促进碳价信号通过电力部门完全释放至下游高耗能企业，将提升中国碳市场运行效率。
“目前电力大用户交易中，价格形成过程充满扭曲。”张树伟表示，“本质在于缺乏短期电力市场，无法用于反映实时的电力供需情况，并作为长期市场的价格预期标杆。”
他认为，根据煤炭价格对电价进行联动，是可行的短期方法，但不是完美方式，可能只是作为权宜之计。
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