电力市场改革系列（一） 简析近期燃煤发电市场化改革对信息基础设施项目的影响

引 言

我国“富煤”的资源禀赋决定了我国以燃煤发电为主的电力结构。根据公开数据显示，我国以燃煤发电为主的火力发电量约占全国发电量的七成¹。“煤-电”矛盾始终是能源电力发展中绕不开且最为重要的问题之一。

2021年4月以来，由于煤炭供给不足、用能需求旺盛，“供需错配”导致煤炭价格快速上涨，燃煤发电成本突破历史高位。与此同时，发电成本却难以通过电力市场渠道向终端用户充分疏导，导致燃煤电厂大面积亏损，电厂发电积极性受到严重影响，进而引发了各地的缺电、限电潮。

在此背景下，2021年10月，国家发展改革委先后发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号，以下简称“发改1439号文”）及《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格[2021]809号，以下简称“发改809号文”），就推进燃煤发电上网电价市场化改革，完善电力市场定价机制做出进一步部署（以下简称“本轮燃煤发电市场化改革”）。

一、燃煤发电电价改革历程

1. 改革历程

自2004年以来，我国在相当长一段时间内执行上网电价和销售电价由政府随煤价定价和调整的“煤电联动机制”²，即以6个月为周期，根据煤价调整上网电价（又称“燃煤发电标杆上网电价”）；遇煤价上涨时，电力企业消化30%的煤价上涨因素，剩余价格上涨因素随上网电价调整，按照电网企业输配电价保持相对稳定的原则，相应调整电网企业对用户的销售电价，向终端用户传导。

2015年3月15日，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号，以下简称“2015年中发9号文”），提出“管住中间、放开两头”的电力体制改革方向，即基于输、配电环节的自然垄断属性，强化对输、配电环节的政府管理和政府定价，同时对发电方、售电方、用电方不断提高市场化程度，逐渐实现上网电价、销售电价市场化定价。

2019年10月21日，国家发展改革委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规[2019]1658号），提出以“基准价+上下浮动”的市场化机制全面替代原政府管制下的燃煤发电标杆上网电价与煤电联动机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。但该规定同时允许暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户，以及居民、农业用户用电对应的电量，仍按基准价（即按当地现行燃煤发电标杆上网电价）执行，并且2020年各省暂不实施基准价上浮，确保工商业平均电价只降不升。

2.  电价“双轨制”

在2015年燃煤发电市场化改革的推动下，我国进入了“半计划、半市场”的电价双轨制阶段。在电价“双轨制”下：

• 一部分电量由国家根据优先发电、优先购电计划以及电网实际运行需要安排，执行政府定价，为计划电量。计划电量由电网企业统购统销，在发电侧按基准价/燃煤发电标杆上网电价采购，在用户侧按国家规定的目录销售电价销售，电网企业从中赚取购售电差。

• 剩余燃煤发电电量则进入电力市场销售给大用户或者售电公司，即市场电量，其上网价格通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成。对于市场电量，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。

根据国家电网的公开信息介绍，截至2021年，在发电侧已有约70%的燃煤发电电量进入电力市场，形成市场交易上网电价；但从用户侧来看，全年工商业市场化交易电量仅占全社会工商业用电量的约44.6%，换言之，约五成六的工商业用户尚未进入电力市场³。

客观而言，对居民、农业等保障性用户与工商业用户在价格、发用电计划等方面实行区别对待，涉及到民生等复杂因素。但工商业用户内部的“双轨制”问题（即工商业内部同时存在自愿进入电力市场后向发电厂、售电公司按市场价购电和仍通过电网企业统购统销按目录销售电价购电的两类用户），一直是我国电力市场资源优化配置的一大障碍。

3. 既有电力市场交易

工商业用户内部的“双轨制”在一定程度上与现行电力市场用户准入规则有关。

在2015年燃煤发电市场化改革的推动下，各省区相继建立起股权多元化的电力交易机构，推动符合条件的电力用户进入电力市场，与发电企业直接交易或通过售电企业购电，通过自愿协商、市场竞价等方式自主形成电力市场交易价，但国家和地方层面对于电力市场电力用户准入资格往往设有一定的门槛。以北京市为例⁴，主要准入限制条件如下：

• 进入电力市场的电力用户需符合一定的电压等级及电量限制，即：执行大工业电价（工业电价）的电力用户需电压等级在10千伏及以上、上一年度用电量在500万千瓦时及以上；执行一般工商业电价的电力用户需电压等级在10千伏及以上、上一年度用电量在1000万千瓦时及以上；

• 电力用户需具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任（内部核算的企业经法人单位授权，可参与交易）；

• 电力用户需符合国家和北京市产业政策，单位能耗达到标准，符合生态环境保护规定，符合行业准入条件；

• 数据中心需在属地行业主管部门履行项目备案手续；

• 落后产能，违规建设和环保不达标，违法排污项目，产品和工艺属于淘汰类和限制类，执行阶梯电价、差别性和惩罚性电价的电力用户不得参与电力市场交易。

符合条件的电力用户，还需通过首都电力交易中心对电力用户准入材料完整性，以及国网北京市电力公司对电力用户准入材料涉电信息的双重核验，确认其符合电力市场准入资格，并经北京市城市管理委员会公示，方可在电力交易中心办理市场注册手续并参与电力市场交易。

而对于符合准入条件的电力用户是否进入电力市场，国家并不强制，可由其自愿选择。符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，由电网企业提供保底供电服务并按当地发改委公布的大工业或一般工商业目录销售电价购电。

在此背景下，能够进入电力市场，成为用电大户们的一项“殊荣”，且对于用电大户，因其用电量巨大，与发电企业存在一定的议价能力，往往通过参与电力市场交易形成的交易电价低于同等电压等级及用电性质的目录销售电价。此外，如果市场价格上涨，部分用户则会选择退出电力市场，迫使电网企业仍与其按目录电价结算，只享受市场降价收益，不承担市场风险。因此很多工业用户及工业项目投资人往往将参与电力市场交易“错误地”等同于获得电费节约。

二、本轮燃煤发电市场化改革要点

2015年燃煤发电市场化改革形成的电力市场机制，客观上具有“能跌不能涨”的特性，在煤炭“紧缺”的环境下不能有效发挥供需调节作用。因此，2021年10月开展的本轮燃煤发电市场化改革，其核心在于破除工商业企业电价双轨制，建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。

1. 破除工商业用户电价“双轨制”

根据发改1439号文和发改809号文，本轮燃煤发电市场化改革在用电侧，要求工商业用户有序全部入市，破除工商业用户内部的电价“双轨制”：

（1）除居民⁵及农业用电仍由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策外，要求10千伏及以上用户全部进入电力市场，逐步推动其他工商业用户尽快进入电力市场；

（2）10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成；

（3）未直接参与市场交易、也未与电网企业签订代理购电合同的用户，以及已直接参与市场交易又退出的电力用户，默认由电网企业代理购电；

（4）已参与电力市场交易的用户，原则上不得退出电力市场，已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。

2. 浮动的市场化电价机制

发改1439号文和发改809号文要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，执行“基准价+上下浮动”的上网价格，上下浮动范围由现行的在基准价基础上上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，调整为上下浮动原则上不超过20%；同时取消工商业目录销售电价，燃煤发电销售电价随上网电价浮动。

据此，本轮燃煤发电市场化改革后：

（1）如电力用户选择直接参与电力市场交易，向发电企业或售电公司购电，则按市场形成的电价缴费；市场电价由电能量交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，其中电能量交易价格为通过电力市场直接交易形成的价格，在基准价浮动范围内波动。

（2）如电力用户选择由电网企业代理购电，则按电网企业公布的电价交电费⁶；电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成，其中代理购电价格为电网企业通过电力市场竞价形成的浮动电价。

无论是市场化电价，还是代理购电电价，其形成机制均随电力市场供需波动。因此相比改革前的目录销售电价（固定电价），改革后电力用户每月电价将产生波动，实现“能跌能涨”的市场化定价机制。

3.  放开电力市场用户准入

与破除电价“双轨制”及市场化定价机制相配套，发改1439号文规定，各地应严格按照国家相关政策推进电力市场建设，对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价合理浮动不得进行干预。

响应发改1439号文要求，北京市城市管理委员会已在2021年12月30日发布的《北京市城市管理委员会关于北京市2022年电力市场化交易工作安排的通知》（京管发[2021]34号）中明确，自2022年1月1日起，本市放开准入条件，执行大工业电价（工业电价）、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电。申请参与市场化交易的电力用户无需办理准入，市城市管理委不再公布准入用户名单。用户直接向首都电力交易中心申请办理注册，鼓励全部工商业用户直接从电力市场购电。

三、对信息基础设施项目的影响

1. 购电方式变化

本轮燃煤发电市场化改革后，信息基础设施项目的运营企业（即“项目公司”）将通过两种方式购电：（1）直接参与电力市场交易，或（2）通过电网企业代理购电。就两种购电方式而言：

（1）从政策导向上，虽然国家允许暂未直接从电力市场购电的用户暂由电网公司代理购电，但发改809号文要求各地结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围，不排除未来国家将出台文件进一步要求工商业用户全部直接参与电力市场交易。

（2）就现阶段而言，正如国家电网公司的《电网企业代理购电服务有问必答》说明，因市场交易价格由电力市场供需情况决定，直接参与市场交易与代理购电的电费何者更优惠暂无法准确预测；通过电网代理购电的电价有时甚至会高于发电企业的长期合同电价。

（3）如果项目公司拟从电网企业代理购电改为直接参与市场交易，可在每季度最后15日前选择下一季度起是否直接参与市场交易；但是，一旦项目公司选择直接参与市场交易，原则上将不得退出电力市场，否则又改由电网企业代理购电的，将执行1.5倍代理购电价格。

基于此，在电网企业代理购电的过渡期内（相关政策暂未明确过渡时限），相关项目公司可对两种购电方式的电费价格波动保持持续关注，策略性地选择电力市场化交易或代理购电。

2. 价格浮动=价格上涨？

如前所述，本轮燃煤发电市场化改革后，上网电价将随市场供需波动，执行基准价基础上上下浮动原则上不超过20%的市场电价，相应地，销售电价也将随市场有涨有跌。

不过就2021年末的情况来看，针对此前煤炭、电力供需偏紧的现象，2021年末一些城市的工商业用户电价顶格上浮20%，一些耗能较大的信息基础设施项目明显感受到用电成本的增加。

2021年12月10日，有用户在安徽省发改委网站在线咨询“电力市场改革后，电力用户缴纳的电费能否公开、透明”问题⁷。该用户称其所在企业一直通过售电公司参与市场化交易，在今年10月中旬燃煤发电市场化改革后，国网安徽省电力有限公司所属的县供电公司于11月初向其开具了10月份的“高压客户电费清单”，并通知其因市场化改革需补缴四千余元的电费。12月初，县供电公司同样在开具11月的“高压客户电费清单”后通知其需补缴电费两万两千余元。

对此，安徽省发改委答复如下：按照国家文件要求，安徽省开展燃煤发电上网电价市场化改革，自2021年10月15日起，取消工商业目录销售电价，工商业电力直接交易用户电价由市场化交易成交电价、输配电价及政府性基金附加构成，并执行峰谷分时电价。10-11月，由于煤价高位运行，10月15日后市场交易成交电价较之前上浮约20%，导致用户购电价格上涨，月度产生追补电费，需补缴电费为市场交易成交电价上浮部分。

3. 对数据中心等高耗能企业的影响

根据发改1439号文和发改809号文的规定，作为本轮燃煤发电市场化改革的一个重要环节，国家将对“高耗能企业”执行3项特殊规定：（1）已直接参与市场交易的高耗能企业，不得退出市场交易；（2）高耗能企业市场交易电价不受燃煤发电市场交易价格浮动范围上浮不超过20%的限制；（3）尚未直接参与市场交易的高耗能企业，若由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。这意味着高耗能企业将支付更高的电力成本。

何谓“高耗能企业”，本轮燃煤发电市场化改革相关文件中并未明确。根据之前的文件，在国家层面，高耗能企业主要集中在水泥、钢材、煤炭、石灰、焦化等行业。但我们注意到，自2021年10月开始，已有部分文件将数据中心与传统高耗能企业并列提及，并有将数据中心行业纳入高耗能行业的趋势：

• 2021年10月18日，国家发展改革委等部门发布《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》（发改产业[2021]1464号），将数据中心行业与钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、电石等传统高耗能行业并列，要求做好上述重点行业节能降碳和绿色转型，坚决遏制“两高”项目盲目发展，确保如期实现碳达峰目标。

• 2021年10月29日，北京市发改委等部门发布《北京市进一步强化节能实施方案》，明确提及数据中心是“高耗能行业”，并且申明对直接参与电力市场化交易的高耗能企业，市场交易电价不受燃煤发电基准价上浮不超过20%限制；通过电网企业代理购电的高耗能企业，执行高于电网企业代理其他用户的购电价格。

• 此外，2021年10月3日，浙江省发改委发布了《浙江省关于建立健全高耗能行业阶梯电价和单位产品超能耗限额标准惩罚性电价的实施意见（征求意见稿）》（“《征求意见稿》”）向社会公开征求意见。在《征求意见稿》中，除传统高耗能行业（纺织、非金属矿物制品、金属冶炼和压延加工、化学原料和化学制品制造、石油煤炭及其他燃料加工、造纸和纸制品、化学纤维制造、电力热力生产和供应业）外，首次提出将数据中心企业一并列入高耗能重点用能企业。

根据本所律师向多地电网企业了解到的情况，目前电网企业尚未接到将数据中心企业纳入高耗能企业范围的通知，但据悉，国家发改委正在就高耗能企业的范围制定相关政策⁸，不排除未来国家或地方将数据中心企业纳入“高耗能企业”范围的可能性。如果数据中心企业被纳入“高耗能企业”，则数据中心行业或将面临行业性电价上涨。

即使数据中心企业暂未被直接纳入“高耗能企业”，在近期煤电价格上涨的背景下，基于数据中心的高用电量，数据中心的电费成本也整体提升。我们预计，本轮燃煤发电市场化改革或将促使数据中心向电价更有性价比的地区集中，未来各地数据中心两极分化的趋势或将加剧，技术落后、设备老旧、能耗居高不下的数据中心将加速关停并转，最终退出历史舞台。

结 语

2021年10月，发改1439号文和发改809号文一经发布，就在信息基础设施领域引起了广泛的关注和热议。信息基础设施项目往往具有体量大、耗电量高的特点，电价改革直接影响信息基础设施项目的投资和运营成本。如今，本轮燃煤发电市场化改革已运行四月有余，各省市也相继发布2022年电力市场化交易工作安排，本轮电价改革逐渐步入正轨。在此之际，我们对燃煤发电电价改革的历程、本轮改革重点及其阶段性实施情况做一简要总结，以期为信息基础设施领域的运营企业答疑解惑，也为密切关注此领域的投资人提供一扇了解窗口。

[1] 参见智研咨询发布的《2020年中国火力发电行业发展现状及市场竞争格局分析》（https://www.chyxx.com/industry/202105/949537.html）。

[2] 2004年12月15日，国家发展改革委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》（发改价格[2004]第2909号）首次确立燃煤发电标杆上网电价及煤电联动机制。该通知现已失效。

[3] 源自国家电网题为《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》的图解文章（https://mp.weixin.qq.com/s/Cyj4NpIae4B4Jys9RUYXIQ）。

[4] 详见北京市城市管理委会于2020年8月31日印发的《北京市电力用户准入与退出管理实施细则》及于2020年8月发布的《北京市第三批电力用户市场准入有关事项的通知》。

[5] 含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户。

[6] 根据《国家电网全面落实电价改革 积极服务用户开展代理购电》通知，国家电网将提前3日通过“网上国网”APP、供电营业厅等线上线下渠道公布下月代理购电价格，工商业用户电费账单中清晰列示代理购电用户电价明细情况。

[7] 详见安徽省发改委网站（http://fzggw.ah.gov.cn/content/article/146267331）。

[8] 2022年2月18日，国家发展改革委、工信部、财政部等部门印发《促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》（发改产业〔2022〕273号），提出整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。