寧夏發改委日前發布《關于組織開展2022年電力直接交易工作的通知》（征求意見稿），明確提出，發電側除優先發電計劃以外電量全部進入市場，用戶側除自治區重點扶持產業用戶基數外電量進入市場。文件同時指出，年度電力直接交易價格采用“煤電聯動”機制，實現交易價格與電煤價格聯動。

除寧夏外，甘肅、陜西、湖南也已下發文件，推行煤價電價掛鉤聯動。業內有分析認為，煤價電價掛鉤聯動可將燃煤成本及時向下游傳導，能夠緩解發電企業經營壓力，有利于今年冬季電力保供。

多地出臺煤價電價“掛鉤”政策

今年以來，煤價連續多月的高位運行，使煤電企業的生產經營陷入困境。根據中電聯的統計，今年1—10月電煤價格上漲導致全國燃煤電廠煤炭采購成本額外增加4318億元。

在此背景下，多個省份開始調整電力市場化交易價格區間，明確2022年實行煤價電價掛鉤聯動機制，以緩解煤電企業經營壓力。

12月6日，甘肅省發改委、甘肅省工信廳等部門聯合發布《甘肅省2022年省內電力中長期交易實施細則》，明確提出支持電力用戶（售電公司）和發電企業以靈活可浮動的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定；鼓勵市場主體參考行業上下游相關產品指數，協商建立“交易電價+上下浮動”動態調整機制，在相關產品價格變動達到一定幅度，可對交易電價進行相應浮動調整。

同日，陜西省發改委發布《陜西省2022年電力直接交易實施方案》，鼓勵購售雙方在中長期合同簽訂中明確交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款，實行交易電價與煤炭價格掛鉤聯動，促進購售雙方長期穩定利益共享。

另外，早在今年9月，湖南省發改委就曾印發《關于完善我省燃煤發電交易價格機制的通知》，要求在確定電力市場交易基準價格的基礎上，引入燃煤火電企業購煤價格作為參數，按一定周期聯動調整交易價格上限，建立與煤炭價格聯動的燃煤火電市場交易價格上限浮動機制。

推行掛鉤聯動恰逢其時

“煤電矛盾”由來已久。為解決矛盾，我國于2004年底出臺了煤電聯動政策，即根據煤炭價格波動相應調整電價。但從實際來看，煤電往往不能及時聯動，相比煤價的波動，電價調整頻率明顯偏低。從2020年1月1日起，我國取消了煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。

“各省推動煤價電價掛鉤政策是很正確的舉措。因為煤電企業主要依靠煤炭發電，煤炭是電力成本最重要的組成部分，煤電價格進行市場化改革，不僅要反映電力供求關系，更要反映上游煤炭價格的漲跌。”中國能源研究會理事陳宗法在接受記者采訪時表示，“在近期部分地區出現煤炭短缺、煤電虧損、拉閘限電情況后，國家發改委在10月份適時下發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，允許煤電市場交易價格上浮范圍由原來的10%調整為20%，這對煤電企業減虧、扭虧起到了緩解作用，有利于煤電企業穩發保供。”

專家呼吁適當提高煤電基準價

“但是這還不足以扭轉煤電巨額虧損的局面。據統計，今年煤電行業因煤價上漲增加燃料成本超5000億元。在此形勢下，建議適當提高煤電企業上網電價的基準價，以應對燃料市場價格大幅變化帶來的影響，把電力市場與煤炭市場進行有效對接。”陳宗法說。

“現在下水煤長協基準價較此前的535元/噸上調31%至700元/噸。因此，建議下一步將目前約0.38元/千瓦時的平均煤電基準價適當提高到0.42元/千瓦時，并保留20%上浮的政策；另外，將煤電和新能源的定價機制分開，它們的成本構成及造價均不同，不宜人為捆在一起。”陳宗法說，“此外，像青海、云南、四川等清潔能源大省煤電利用小時數比較低，建議建立兩部制電價和電力容量市場。”

另據了解，受煤價高企、供需變化等因素影響，我國電力市場今年首次出現了電力中長期合同大面積重簽、補簽現象。對此，陳宗法表示：“以往電力中長期交易的簽約方式是每年一簽，如果在簽約后燃料價格出現上漲或下跌，再變更合同不符合市場規則與法律規范，建議下一步改變中長期交易的簽約頻次，分幾次簽，以便更好地預測或者貼近電力市場和煤炭市場的變化。”