我國多地允許電價上浮，其實在此輪“限電潮”之前，各省份就已經注意到了煤電價格倒掛的嚴峻問題，並相繼出臺允許電力交易價格上浮的政策。我國多地允許電價上浮。
我國多地允許電價上浮1
9月下旬以來，“限電潮”影響全國多個省份，不止工業用電，居民用電也一度受限。
紅星資本局調查瞭解到，煤電價格倒掛是目前“限電、停電”的主要原因之一。（鏈接：《深度調查|全國多地拉閘限電，沒有所謂“金融戰”，原因其實很簡單》）
9月29日，紅星資本局梳理髮現，內蒙古、寧夏、上海等地區在此前就已經陸續開啓“漲電價”的調整，允許煤電市場交易電價在標杆電價基礎上向上浮動。
此外，相關部門也在積極解決全國煤炭緊缺的問題。9月29日，國家發改委、國家鐵路集團也發佈了《關於做好發電供熱企業直保煤炭中長期合同全覆蓋鐵路運力保障有關工作的通知》，進一步加大對發電供熱煤炭運輸的傾斜力度。
需要說明的是，所謂的“上網電價”，一般指的是電網向發電企業買電的價格，該價格並不等同於是居民用電價格。
對於各地政府出臺的允許電力交易價格上浮的政策，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對紅星資本局表示：“電力交易價格上浮對緩解目前電力緊張的情況是有好處的。”同時，林伯強也指出，除了電力市場交易價格上浮，後續關於電價和煤炭供應的相關政策都要抓緊跟上。
“漲電價”調整已開啓
內蒙古、上海、湖南允許“上網電價”上浮
9月29日，紅星資本局梳理，內蒙古、寧夏、上海等地區已經陸續宣佈，允許煤電市場交易電價在標杆電價基礎上向上浮動。
7月23日，內蒙古工信廳、發改委發佈了《關於明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限並調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》。其中規定，自8月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價基礎上可以上浮不超過10%。
中金公司研報分析稱，蒙西地區率先明確電價上浮空間，將幫助火電實現盈利邊際改善，此次調整也是2017年以來“降電價”和浮動電價政策推出後，首次放開電價管控。
據《人民日報》旗下《中國能源報》報道，8月4日，寧夏回族自治區發改委發佈《關於調整2021年電力直接交易有關事項的通知》，對寧夏今年8-12月電力直接交易有關事項予以調整，並提出允許煤電交易價格在基準價的基礎上上浮不超過10%。
隨後，上海市經濟和信息化委員會發布《關於開展2021年上海市電力用戶（含售電公司）與發電企業直接交易工作的補充通知》，要求進一步完善“基準價+上下浮動”電力市場價格形成機制，取消燃煤標杆上網電價“暫不上浮”的規定。
8月底，上海市發改委發佈關於印發《進一步規範本市非電網直供電價格行爲工作指引》的通知，進一步規定非電網直供電終端用戶用電價格最大上浮幅度不得超過10%。
另據華夏時報報道，9月24日，廣東電力交易中心發佈《關於完善廣東電力市場2021年四季度運行有關事項的通知》（下稱《通知》）。《通知》明確，允許月度交易成交價差可正可負，同時電價上漲將傳導給終端用戶。這被認爲是廣東電力市場即將進入定價上漲階段。
緊接着，9月27日，湖南省發展和改革委員會印發《關於完善我省燃煤發電交易價格機制的通知》，規定自10月起，將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爲參數，按一定週期聯動調整交易價格上限。
通知中提到，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，合理體現發電、用電成本，降低市場風險。目前來看，湖南省規定：“當平均到廠標煤單價超過1300元/噸，煤價每上漲50元/噸，燃煤火電交易價格上限上浮1.5分/千瓦時，上浮幅度最高不超過國家規定。”
需要說明的是，所謂的“上網電價”，一般指的是電網向發電企業買電的價格，該價格並不等同於是居民用電價格。
除了電力交易價格，全國多地區也在此前推行峯谷分時電價機制。
8月底到9月初，廣東、貴州、廣西、安徽等省份先後發佈通知，執行分時電價政策，在平段電價基礎上，上、下浮一定比例，形成高峯電價和低谷電價，從而引導電力用戶削峯填谷、保障電力系統安全運行。
拉閘限電頻發
煤電價格倒掛是主因
“火電行業陷入成本倒掛發電、全線虧損的狀態，已嚴重影響到了蒙西地區電力市場交易的正常開展，並對電網安全穩定運行及電力平衡帶來重大風險。”內蒙古工信廳、發改委如此解釋調整電力交易市場價格的背景。
早在今年6月份，寧夏發改委就召開電煤供應座談會，研究電廠煤源緊張，煤炭價格大幅上漲，造成電價與發電成本倒掛，部分電廠面臨停產風險等問題。
湖南省發改委也在通知中提到“疏導火電燃料成本”。
可以看出，在此輪“限電潮”之前，各省份就已經注意到了煤電價格倒掛的嚴峻問題，並相繼出臺允許電力交易價格上浮的政策。
其實，煤電價格倒掛也是目前“限電、停電”的主要原因之一。對於以火力發電爲主的發電企業來說，燃煤成本基本上是最主要的成本支出。事實上，從今年上半年開始，電煤價格始終高位運行。
生意社數據顯示，今年6月 4日，動力煤（京唐港動力煤市場）的報價約爲930元/噸；到9月28日，動力煤（京唐港動力煤市場）的報價約1630元/噸，短短3個月的時間，就上漲了約75.2%。
紅星資本局注意到，僅從9月3日到28日，動力煤（京唐港動力煤市場）報價就上漲了近500元/噸。
煤電價格倒掛，帶來最直接的影響，就是供電供熱企業成本上漲，利潤空間被擠壓。
根據國家統計局的數據，在1-8月全社會用電量兩位數增長的情況下，電力熱力供應企業利潤跌15.3%，而煤炭開採和洗選業利潤同比大145.3%，煤炭燃料加工業利潤同比暴漲2471.2%。
供電供熱企業的利潤被成本吞噬，也打破了電廠盈虧平衡，陷入“發一度電，賠一毛錢”的怪圈，9月初，大唐國際、北京國電電力等11家燃煤發電企業就因此聯名呼籲漲價。
積極解決煤炭供應、運輸問題
專家：電價和煤炭供應政策調整要抓緊跟上
日前，紅星資本局調查發現，多家煤礦表示，保供給是當前首要任務。受訪煤礦有的需要保障所屬集團旗下的電力供應，有的與電力企業簽訂了第四季度增量保供合同，都沒有多餘的庫存和產能對外售煤。（鏈接：《煤電倒掛背後：陝西、內蒙古多煤礦不再“對外售煤”，有車隊無煤可運》）
而煤炭水運相關負責人向紅星資本局表示，水運價格近期高位回落，但仍比去年同期上漲了50%以上。貨船的船期沒有那麼緊張，但國慶後訂船仍需等待5天。
目前，相關部門也在積極解決全國煤炭緊缺的問題。9月29日，國家發改委、國家鐵路集團也發佈了《關於做好發電供熱企業直保煤炭中長期合同全覆蓋鐵路運力保障有關工作的通知》，進一步加大對發電供熱煤炭運輸的傾斜力度。
同一日，國家發展改革委經濟運行調節局負責人就今冬明春能源保供工作答記者問時，就重點提到保障煤炭穩定供應措施：
一是在確保安全的前提下全力增產增供。指導煤炭主產區和重點企業，科學制定生產計劃，安全有效釋放先進產能；
二是進一步核增和投產優質產能。支持具備條件的優質產能煤礦釋放先進產能；
三是適度增加煤炭進口。支持企業用好國際資源，保持適度進口規模，有效補充國內供應；
四是着力提升存煤水平。支持地方和企業加強煤炭儲備能力建設，準備一定規模應急儲備資源，着力增加電廠存煤；
五是重點保障發電供熱用煤需要。發揮煤炭中長期合同“壓艙石”作用，在年度中長期合同的基礎上，組織產運需企業補籤合同，推進發電供熱用煤中長期合同全覆蓋，同時加強履約監管，保障發電供熱等民生用煤穩定供應和價格平穩；
六是規範市場運行秩序，會同有關部門加強市場監管，嚴厲查處哄擡價格等違規行爲，穩定社會預期。
在此之前，中煤集團也表示，爲進一步落實發改委保供穩價要求，中煤集團繼低於市場價格10元/噸向江蘇利港供應煤炭後，再次以低於市場價格10元/噸向浙能集團供應煤炭（“明州76”輪），保障重點電力用戶用煤需求。
9月27日，據《吉林日報》報道，吉林省省長韓俊指出，要多路並進保煤炭供應，派專人到內蒙古駐煤礦，逐一落實煤炭購銷運輸合同，把內蒙古自治區政府對吉林省的各項支持措施儘快落到位；爭取更多的進口指標，抓緊推進俄煤、印尼煤、蒙古煤等外採計劃；自產煤企業要專班駐礦，在保證生產安全的前提下，能開盡開，開足馬力，釋放產能；加大政策支持力度，擴大市場採購範圍；加快儲煤基地建設，推動儲備煤保質保量儘快達標。
另據《合肥晚報》，安徽省能源局也表示，督促煤炭企業全力增加電煤供應，千方百計將電煤庫存提高到7天以上並抓緊消缺，組織專家抓緊排除故障，確保不發生無煤停機和非計劃停機。
9月29日，山西省保供十四省區市四季度煤炭中長期合同對接簽訂會舉行。會議指出，中央駐晉煤炭企業將保供天津、福建、河北、廣東、遼寧等5個省市；晉能控股集團有限公司對接廣西、江蘇、吉林、安徽、上海、浙江等6個省區市，山西焦煤集團承擔河南省保供任務，華陽新材料集團承擔海南省保供任務，潞安化工集團承擔山東省保供任務，其餘保供任務由山西省各市煤炭企業承擔。
對於各地政府相繼出臺的允許電力交易價格上浮的政策，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對紅星資本局表示：“電力交易價格上浮，對緩解目前電力緊張的情況是有好處的。”同時，林伯強也指出，除了電力市場交易價格上浮，後續關於電價和煤炭供應的相關政策都要抓緊跟上。
“解決電力緊張，要把短期目標和中長期目標分開。短期來看，如何釋放煤炭產能、如何讓火電企業有動力去發電，解決這兩個問題，纔算是過了短期這一關。”林伯強說。
林伯強繼續建議：“從長期來看，解決工業用電短缺的`問題，要從產業結構調整方面入手，例如調整高耗能企業等；另外一個就是煤炭問題，將煤電的比重降下去，提高新能源發電的比例。”
我國多地允許電價上浮2
面對煤價上漲壓力，多地開始放開電價上浮限制。
9月27日，湖南省發改委印發《湖南電力市場燃煤火電交易價格浮動機制試行方案》（下稱《湖南方案》）。
《湖南方案》提出，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爲參數，按一定週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，合理體現發電、用電成本，降低市場風險。
根據《湖南方案》，參數選取以湖南省統調燃煤火電企業平均到廠標煤單價爲測算依據，參考中國煤炭資源網發佈的“CCI5500綜合價格指數”，確保測算依據真實可信。
每月15日前，湖南省發改委負責彙總近一個月全省統調燃煤火電企業購煤合同，通過加權平均計算平均到廠標煤單價。實行月內交易後，按最小交易週期測算平均到廠標煤單價。
根據基準價格及浮動機制，湖南省將在現行燃煤火電上網基準價格下，當全省統調燃煤火電企業平均到廠標煤單價超過1300元/噸，煤價每上漲50元/噸，燃煤火電交易價格上浮1.5分/千瓦時，上浮幅度最高不超過國家規定。
據獲悉，目前動力煤市場價已經超過1300元/噸，但平均年度、月度長協煤炭價格未到此水平。
《湖南方案》還特別指出，如煤價過高，交易價格上限上浮到最大值仍不能完全疏導火電燃料成本，超出部分的成本通過延長交易價格上浮時間疏導，交易上限價格上浮的延長時間可以累加。燃煤火電上網基準價發生變動後，重新確定基準煤價和交易價格上限浮動範圍。
湖南省發改委稱，該方案從今年10月起實施，如市場出現突發情況，將調整或暫停該機制。
9月27日，安徽省能源局也印發了《關於調整2021年四季度電力直接交易有關事項的通知》（下稱《安徽省通知》），其中提到，今年受全國煤價大幅上漲影響，安徽省煤電企業燃料成本與基準電價嚴重倒掛，發電能力受到制約，嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩定供應。
《安徽省通知》提出，2021年四季度電力執行直接交易價格上浮機制，煤電直接交易價格在基準電價（0.3844元/千瓦時）的基礎上可上浮不超過10%；允許合同雙方按照自主自願、平等協商的原則，對2021年後續月份未執行的電力直接交易合同協商一致後，由交易雙方報交易機構調整市場交易價格。該通知執行期限爲2021年10-12月。
據梳理，目前除湖南和安徽外，內蒙、寧夏、上海等地政府此前已陸續發文，允許交易電價基準上浮不超過10%。
9月29日，國家發改委官網顯示，爲保障迎峯度冬期間電力供應，其中的措施之一是按價格政策合理疏導發電成本。
發改委稱，將指導各地切實組織好電力市場交易，嚴格落實燃煤發電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，讓更多電量進入市場交易，不得對市場價格在合理範圍內的正常浮動進行不當干預，讓價格合理反映電力供需和成本變化。
這意味着，“基準價+上下浮動”的市場化機制推行一年多後，電價打開了上升通道。在煤價持續高位的當下，或有更多市場化電力價格進行上調。
目前執行電價上浮的省份，或爲其他省份提供“試點”作用。
這五大省份各具特點。其中，湖南、安徽屬於電力形勢緊張地區，用電高峯時存電力缺口，都位於中部地區；內蒙、寧夏屬於西部地區，近年高耗能產業發展較快，內蒙的支柱產業包括化工、冶金等，寧夏支柱產業包括冶金、機電、建材等；上海則屬於東部發達地區，製造業發達。
2019年9月，中國提出自2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將此前的標杆上網電價機制，改爲“基準價+上下浮動”的市場化機制，上浮不超10%，下浮原則上不超過15%。
但當時爲確保一般工商業平均電價只降不升，政策規定了2020年上網電價暫不上浮。
今年以來，煤價持續走高，截至2021年9月29日，環渤海動力煤價格指數爲752元/噸，較去年同期550元/噸同比上漲36.48%。
國元證券分析指出，煤價高企使得火電行業面臨大面積虧損、發電意願不足，全社會用電量上漲，電力供需緊張形勢不斷加劇。爲保障全社會用電以及火電行業穩定發展，國家鼓勵用足各地用足10%標杆電價上浮幅度。
該機構稱，結合目前市場煤價，預計煤電上網電價可提升約0.05-0.06元/千瓦時，電價上漲將有助緩解煤電企業發電壓力，保障電力供應。
申萬宏源研究指出，“基準+浮動”機制的本質是擴大市場化交易，大幅增加年度長協比例，通過年度長協鎖定下年度價格，通過月度交易反映當下供需。
但申萬宏源同時指出，該電價機制適用於煤價平穩的時期，一旦煤價大幅波動，大比例的年度長協限制了電力企業向下傳導成本，且上浮幅度被限制在不超過10%，在煤價同比漲幅超過一倍的背景下，10%的頂格上浮杯水車薪。
卓爾德環境研究中心首席經濟師張樹偉對錶示，預計未來政策層面很有可能推動全社會電價上漲。
他同時指出，電價政策的調整，一定要明確何時調整、執行多長時間、如何波動等規則，“否則就類似編計算機程序，如果考慮不周，政策設計就會存在嚴重缺陷。”
國泰君安表示，近幾年電價下行的背景下，中國居民用電增速中樞逐漸提升。
國家發改委在6月提到，與國際上其他國家相比，中國居民電價偏低，工商業電價偏高。因此，居民電價將是下一階段調控的重點對象。
國家發改委表示，下一步要完善居民階梯電價制度，逐步緩解電價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性，形成更加充分反映用電成本、供求關係和資源稀缺程度的居民電價機制。
目前，中國市場化電量佔比約40%。國泰君安表示，隨着碳交易市場的實施，預期中國將進一步加快電力市場化的步伐。打開電價上浮的閘門，促進碳價信號通過電力部門完全釋放至下游高耗能企業，將提升中國碳市場運行效率。
“目前電力大用戶交易中，價格形成過程充滿扭曲。”張樹偉表示，“本質在於缺乏短期電力市場，無法用於反映實時的電力供需情況，並作爲長期市場的價格預期標杆。”
他認爲，根據煤炭價格對電價進行聯動，是可行的短期方法，但不是完美方式，可能只是作爲權宜之計。
