发改委一纸新政公布，让业内高呼电力体制改革终于前进了一大步。谁也没有料到，电改9号文中的“管住中间，放开两头”经过6年的艰难博弈，却在大规模的拉闸限电面前最终变得畅通无阻。
可以预想，在全面实现电力市场化——尤其是大规模的电力现货交易——之前，本轮电价新政将会成为未来很长一段时间内电力系统的主要政策。那么在新政之下，电力系统里的发电企业、电网公司、售电公司、用户又将会面临着什么样的机遇与挑战呢？
发电：是救命药，也是“催命符”
燃煤发电全电量进入电力市场是完全在预料之中的措施。通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，也延续了2019年的政策惯性。在电力现货市场成熟之前，电价依然很难体现出较强的时间属性（分时电价带来的时间属性十分粗放）。
在10月8日的国务院常务会议中，确定了交易电价上下浮动原则上不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。因此这一政策的明确也并没有意外。
值得一提的是，有大量的批评声认为，电价甚至下浮限制“没有意义”。理由是“从来都只见煤价高的时候电力企业要求涨电价，从来没见煤价低的时候电力企业要求降电价”。
这显然是对于市场化（不论市场化程度高低，我们姑且认为有协商、洽谈、竞价……都算市场化）形成电价产生了严重的误解。在之前的电价形成体制下，发电企业从自身的利益出发，没有必要、也不可能主动要求降电价，只会在煤价过高的时候呼吁涨电价。这是可以理解的。但是当电价通过市场化交易形成的时候，电价将会至少由供需关系和煤价两个因素来决定。
我们可以假设这样一个场景。当电力供给过剩的时候，即便是煤价1500元/吨，电厂也不能在面对售电公司或者用户的时候报出高价。因为市场供给过剩，是买方市场。这种时候下浮20%的限制就会发生作用了。
对于发电企业来说，电价新政存在短期和长期两个方面影响：
短期来看，一定是可以缓解煤电企业的经营困难问题的。这一点国家发改委也明确表示肯定了，此前的很多报道也显示，已经出现了发一度电，电厂亏损1毛钱的现象。
但是当市场化竞争加剧（电力现货建设提速）、市场供给变得丰富（更多可再生能源等电源）、需求不再极度短缺的时候，煤电可能会面临长期化的问题。
无论怎么技术改进、革新，煤电的边际成本始终有很大一部分的燃料成本，也即煤炭成本。即便是煤炭价格大幅度回落，面对几乎0边际成本的可再生能源发电煤电也很难在电力现货市场的电能量市场中竞争。
这是一个无法回避的事实，煤电的成本，还是太高了。随着可再生能源技术进步，购置成本不断降价，煤机会逐步失去在电量市场的竞争力。而这又引出了一个老生常谈的问题：电力市场化不是只建立一个日前、实时现货市场就结束了。要有辅助服务市场保障电网系统技术性稳定，要有相应的容量补偿机制来刺激投资新建电源，保证足够的发电装机容量。
电网：革命了，又没有完全革命
毫不避讳的说，电力体制改革就是在革电网的命。“管住中间、放开两头”是要打破电网的成本“黑盒”，让原本没人说得清楚的电力成本彻底暴露在阳光之下。所以“价差模式”或者说“发电侧单边让利”的电力市场化交易完全是“伪市场”，完全没有动摇电网的根本利益。
但是现在工商业目录电价取消，“价差模式”的典型广东省也将在2021年的电力交易中抛弃“价差”改用绝对电价交易。我们终于可以期待看到更加真实的发电成本和用电成本。
但“管住中间、放开两头”指的可不仅仅是上网电价和终端用户电价，它还包括了对电网输配成本的核定（当然，输配电价的核定一直在进行中）等一系列限制电网公司的措施。在此请允许我引用一段2015年中发9号文的原文：
改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。
请注意，这里说的是不在以电价价差作为“收入来源”，并非是“主要收入来源”。按照我个人的理解，电网企业不应当再从事售电业务。但实际上本次新政恰恰明确了电网企业的售电属性，甚至还予以了加强（或许只是短期的过渡性措施？至少文件没有明示）。
这是不是就意味着电网企业可以正大光明的下场参与售电了呢？这又引出了我们接下来要说的售电公司的未来了。
售电公司：打不死的小强？
对于售电公司来说，首先是个好消息：工商业目录电价取消，所有工商业用户全部入市。这等于是一下子放开了海量的市场化电量。售电公司的市场空间一下子增大了好几倍。要知道原先工商业电量中只有44%是市场化交易的电量。
但随后就是当头一棒——“对暂未直接从电力市场购电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，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。”
好家伙，合着56%的市场化电量一开始跟我没啥关系？这口汤能不能喝上，我还要看电网公司给的代理购电电价是多少？
电网企业做售电，会不会对独立售电公司进行打击？这也是一个老生常谈的问题。不过有售电公司人士认为，电网的售电公司在竞争力上应该不如发电企业的售电公司。“在目前的情况下，发电企业售电公司都不能完全打败独立售电公司，电网售电公司没有理由能对独立售电形成绝对的优势。”
在短期可预见的时间里，电力市场可能会出现一定的“卖方市场”，这无形中也降低了抢占市场份额的难度。尽管独立售电公司可能会更多地参考电网给出的代理购电电价，但如果把代理购电电价看成是另一种意义上的“目录电价”，或许我们可以更好地理解独立售电的生存之道。
而且在进入现货市场之后，无论是发电还是电网，都无法在价格上形成比现在更强的“垄断实力”。售电公司的盈利模式也会更加多元化。
最后我们就要谈到用户了。在涨电价板上钉钉的情况下，用户还有什么选择么？
用户：别只盯着电价，碳约束也很重要
看起来用户是最受伤的那一个。在此之前，很多用户都在考虑是否退出电力市场，毕竟1.2倍目录电价也不是不能承受。但是现在“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。”意味着继续参与市场交易，寻找更好的售电公司几乎是唯一的选择。
形势变化的很快，2020年我们还有5%的工商业电价降价空间，到了2021年就要承受20%的涨价，高耗能企业甚至没有了电价上限。对于习惯了“市场化让利”的用户来说，这大概率是难以承受的。
但是当中国宣布“2030年碳达峰、2060年碳中和”的那一刻开始，电价的上涨几乎就是不可避免的。在同时满足低碳环保和安全稳定的情况下，涨电价是唯一的选择。9月份全国大范围的拉闸限电实际上是在满足了“低电价、低碳环保（尽管低碳程度不高）”的同时，缺失了安全稳定。
事实证明，在中国，电力系统的安全稳定可持续性是压倒一切的。在10月8日召开国务院常务会议之后，李克强又在10月9日立刻主持召开了国家能源委员会会议，专门部署能源发展工作、碳达峰实施方案等内容。会议特别强调了“提升能源安全保障能力，为现代化建设提供坚实支撑……必须以保障安全为前提构建现代能源体系，提高自主供给能力。”
所有一切的前提都是“保障安全”。定下了这个基调也就意味着电价上涨是不可逆转的潮流，唯一的问题似乎就是涨多少。
但是用户决不能仅仅把目光停留在电价层面。拉闸限电、涨电价等一系列问题背后反映出我国在碳达峰、碳中和战略上的决绝。在价格体系发生颠覆性变化的同时，碳约束势必会加快速度。
目前我国已经开始了发电企业参与的碳交易，同时各地的“能耗双控”也早已开始执行。“碳指标”很可能会在很短的时间内就成为约束企业发展的更迫切目标。
就在发改委宣布电价体系发生重大变化的同一天，在中国产煤最多的城市鄂尔多斯召开了一场零碳产业峰会。在峰会上，远景科技集团携手国际检验与认证集团BV（Bureau Veritas）发布全球首个“国际零碳产业园标准”。与此同时，远景还在鄂尔多斯打造全球首个零碳产业园，包括风机装备制造及上游产业链、动力电池及全产业链、换电重卡、氢能制备及下游燃料电池产业链将落地产业园。
据《能源》杂志了解，鄂尔多斯零碳产业园将为入住企业提供了极具竞争力的终端电价。“电价是吸引用户进入零碳产业园的直接因素之一。”
零碳产业园还能够为企业提供零碳解决方案，换句话说，企业可以获得宝贵的“碳指标”或者是“能耗指标”。这对于高耗能企业来说，是比优惠电价更加具有吸引力的事情。
8月30日，欧盟排放权配额12月的期货主力合约价格突破了60欧元/吨的大关，这达到了2005年以来的最大值，而且上升势头丝毫不减。“碳约束”可能很快就会和高电价一样，成为高耗能企业的“紧箍咒”。
如果是有广阔国际市场的企业，需要“零碳”来规避潜在的碳关税。即便是完全立足国内、产业链也在国内的企业，面对越来越严苛的能耗限制以及不知道哪一天会突然来到的碳排放限制，早点解决自己的“零碳”问题也是不得不思考的。
总结
燃煤全电量市场交易、燃煤上网电价上下浮动20%、高耗能企业电价没有上限、工商业用户全部入市、工商业目录电价取消……这一系列的措施确实相比于6年里进步不多的电力体制改革，是重大的一步。
面对煤炭短缺、电力短缺可能愈发严重的情况下，政府对于使用“看得见的手”不再执着，将市场的归市场，是一定的进步。但从另一个角度来说，电力市场的建设并没有完成，甚至可以说是问题重重。此时把解决方法归于市场，难免让人产生“甩锅”的嫌疑。
尽管在国家发改委的文件中提到了“加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制”、“避免企业滥用市场支配地位……避免地方政府滥用行政权力”这些细节。但如果不能够尽快地完善市场、强化监管，在当前“伪市场”的情况下，电力市场很可能会陷入一段时间的剧烈波动之中。
在碳中和的加持之下，本就难度重重的电改更是“行路难,行路难,多歧路,今安在”。希望此次电价改革只是后续一系列强有力改革措施的开始，让电改重新“长风破浪会有时,直挂云帆济沧海”。
