近日，大唐國際、北京國電電力、京能電力、華能集團華北分公司等11家燃煤發電企業聯名給北京市城市管理委員會發去了一封名為《關于重新簽約北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同的請示》的文件。

文件稱，今年以來，隨著全國燃煤價格大幅上漲，并持續高位運行，京津唐電網燃煤電廠成本已超過盈虧平衡點（僅考慮燃料成本情況），與基準電價嚴重倒掛，燃煤電廠虧損面達到100%，煤炭庫存普遍偏低，煤量煤質無法保障，發電能力受阻，嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩定供應，企業經營狀況極度困難，部分企業已出現了資金鏈斷裂。

同時，京津唐48家燃煤電廠作為北京區外電廠承載北京市全部電力市場直接交易，在市場上完全開放且充分競爭的形勢下，北京地區電力直接交易價格平均降幅較大（60-110元/兆瓦時），京津唐燃煤電廠在煤價突漲且持續高位運行等市場發生嚴重異常的情況下，已無力完成2020年12月簽約的北京地區2021年10-12月電力直接交易和2021年3月簽約的北京地區2021年10-12月電力直接交易。

因此，為緩解燃煤發電企業生產經營困境，保證電力供應安全穩定，滿足迎峰度夏和冬季供暖的民生需求，電廠聯名給北京市城市管理委員會發去文件，提出允許市場主體實行“基準價+上下浮動”中的上浮交易電價；促進重簽北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同，上浮交易價格；京津唐電網統調電廠優先發電權計劃中“保量競價”未能成交部分，執行各區域基準價等建議。

由于我國“市場煤”的實行、去產能以及進口煤的限制，煤價在今年達到歷史高位，并在短期內難存大幅下降空間，燃煤電廠在電力市場并未完全市場化且有浮動限制的情況下，已持續陷入“越發越虧”的困境。

中電聯7月發布的《2021年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》已表明，6月部分大型發電集團到場標煤單價同比上漲50.5%，煤電企業虧損面明顯擴大，部分發電集團6月煤電企業虧損面超過70%、煤電板塊整體虧損。報告根據煤電企業現狀，并考慮到電力系統整體的持續健康發展，亦提出了根據上游燃料市場價格波動調整政府定價的燃煤上網基準價及目錄銷售電價，將電、煤兩個市場更加靈活的關聯起來，抵御市場風險等建議。

2019年9月的一次國務院常務會議決定從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，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。基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但2020年暫不上浮。此會議召開及后續配套文件《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》出臺之后，各地紛紛響應2020年的“下浮機制”，出臺文件。但到2021年后，各地主動出臺執行“上浮機制”的文件極為少見。

今年年中，由于迎峰度夏帶來的發電量猛漲以及進口煤的限制帶來的煤炭供不應求的市場情形，煤電企業虧損困境嚴重加劇。

7月，內蒙古工信廳、發改委率先發布了《關于明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限并調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》，內蒙古表明，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，并對電網安全穩定運行及電力平衡帶來重大風險，因此，允許蒙西地區電力交易市場交易價格在基準價（每千瓦時0.2829元）的基礎上可以上浮不超過10%（上限為每千瓦時0.3112元）。

此外，北極星電力網了解到，四川、寧夏等地在7月、8月也先后出臺允許市場化煤電交易價格上浮的文件。

上浮電價將部分緩解燃料價格上漲對火電企業成本增加造成的壓力。

此次京津唐11家燃煤發電企業聯名請示放開電價上浮空間實屬在情理之中。重簽合同的建議也引來了售電公司等另外市場主體的強烈關注。

多名發電企業人士向電力君表示：“火電企業近些年不僅為了支持電改大幅降低了電價，并且在幾十年的運行中都以保障電力安全為己任。但是不能一直既要馬兒跑又要馬兒不吃草呀。”“煤價不降、電價不漲，我們真是發一度虧一度，又不能停。”

不過，也有聲音表示，如果誰都“聯名”，或者電廠的“聯名”獲通過了，那這幾個月來的售電公司虧損、電網公司虧損是不是也可以通過聯名來解決了？而且要求“改合同”，毫無契約精神。

在市場的建立過程中，各市場主體都能持續健康發展才是硬道理，“聯名”只是促進市場體系建設的手段。政策不僅要有先導性與預見性，也需要根據市場及時調整，進行監管，并非是朝令夕改，也并非是伸手過長。不管黑貓白貓，能捉老鼠的就是好貓。