5月22日，广东省能源局印发《广东省推进能源高质量发展实施方案》（下称《方案》），《方案》提出到2025年，广东省多元安全的能源供应体系将进一步完善，电气化水平全国领先，电能占终端能源消费比重提升至40%左右。《方案》明确提出“完善能源高质量发展相关支持政策”，“推动完善能源价格政策，健全能源市场机制”。5月30日，广东省委省政府印发《关于新时代广东高质量发展的若干意见》（下称《若干意见》），从纵深推进粤港澳大湾区建设、持续有效扩大内需、坚持制造业当家、推进高水平科技自立自强、深入推进改革开放、促进城乡区域协调发展、推动绿色发展、强化民生保障服务、统筹发展和安全九大方面，对新时代广东高质量发展提出指引。其中，《若干意见》把“强化能源资源安全保障”作为一项重点任务，提出要“统筹协同煤炭、天然气资源”“保障电力供应安全可靠”。如何落实政策要求，完善一次能源价格传导机制是其中一条有效路径。
一次能源价格对电力供应安全保障的影响
近年来，广东省一次能源价格呈现波动上升趋势。以广州天然气（工业）价格和动力煤（广州港澳洲煤）库提价为例，截至2023年5月，2023年天然气平均价格为4.53元/立方米，同比增长10.48%，最高价格为4.60元/立方米，较2022年高位上涨5.50%，连续两年呈现上涨趋势；动力煤平均价格为1098.39元/吨，同比下降15.62%，最高价格出现在2023年1月，为1239元/吨，与2022年最高价格1628元/吨（出现在3月）相比下降23.89%。再早前的2021年，受到极端天气频发和俄乌冲突等的影响，动力煤价格猛涨，9月份为1755元/吨，在10月份达到2575元/吨的高价，约为2021年上半年平均价格990元/吨的2.6倍。
2023年以来，在国内实施增产保供政策和进口能源持续增加的双重影响下，煤炭市场供给大幅增加，动力煤价格近几年来首次出现回落，但与2021年煤炭价格猛涨前相比，仍处于较高水平，较2020年动力煤最高价格高出39.21%。不过，随着夏季高温天气和冬季低温天气的到来，以及国际形势的影响，预计煤炭价格仍有波动上升的可能。
广东省由于远离煤炭核心产区，对进口煤的依赖较强，对于火电企业来说，收益基本来自售电量，其中，中长期交易电量占比较大。以2022年为例，广东省市场化直接交易电量2971.7亿千瓦时（不含非现货可再生能源电量、跨省电量），其中中长期电量占比97%，现货偏差电量占比3%。由于中长期电量大部分于上年底已经通过年度双边协商等形式签订，中长期交易价格随一次能源价格波动幅度有限。由此可见，一次能源特别是煤炭价格的大幅上涨，给电力供应特别是作为我国电力保供“压舱石”的火电企业带来了较大压力。
广东省“十四五”期间将新增2518万千瓦支撑性煤电，天然气装机规模到2025年预计达到约5500万千瓦。煤电、气电仍然是“十四五”期间广东电力供应的基础电源，但受一次能源价格高涨影响，部分火电企业投资意愿不强，部分电源建设进度无法满足规划投产时间的要求，给广东省“十四五”期间的电力安全可靠供应带来挑战。建立科学、有效、合理的一次能源价格传导机制，疏导火电企业发电成本，对于保障电力安全供应具有重要意义。
一次能源价格传导机制的提出及目前存在的问题
一次能源价格传导是指上游产品（煤炭、天然气）价格变化会对下游产品（电力）产生的同向影响，具有“时间滞后性、短期小幅波动过滤性、供应链复杂性”等特征。时间滞后性是指受运输、仓储等影响，一次能源的价格传导到终端电价会间隔一段时间，因此价格在传导中存在滞后性。短期小幅波动过滤性是指，根据国家发展改革委会同国务院国资委、国家能源局在2022年4月29日就煤炭中长期合同签订履约召开的会议，要求煤炭生产企业严格按照不低于年度煤炭产量80%签订中长期合同，所以从短期来看，一次能源的价格波动对终端电价的影响一般不会立即显现出来，但从中长期来看，一次能源的价格波动对电价影响会产生累积效应。供应链复杂性是指，在一次能源运输到厂及电力生产过程中，涉及多个环节和供应链，增加了传导过程的复杂程度。
广东省能源局、国家能源局南方能监局联合发布的《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》（以下简称《通知》）中明确，根据国家最新政策规定，当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次能源价格波动传导机制。具体而言，是指当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。当综合煤价或天然气到厂价低于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）低于允许下浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行回收，相关费用由全部工商业用户分享。
现行的一次能源价格传导机制存在一定局限，一是即使允许燃煤发电市场交易价格上浮20%，仍然无法解决极端情况下煤炭价格大幅上涨、火电企业发电成本飙升所带来的价格倒挂问题；二是如果煤电超过限价范围之后还有燃料成本没有被消化，达到一定水平后，可以通过《通知》中一次能源价格传导机制，由全体用户分摊成本，但如果传导机制过于简单，等于直接增加用户的用电成本，此时存在用户能否承受以及分摊意愿问题；三是现货市场交易电量占总交易电量比重较小，并设有报价上限和出清上限，且并非全时段均为高电价，缓解发电企业成本压力的能力有限。
完善一次能源价格传导机制的政策建议
一是完善发电侧服务定价机制，拓宽火电企业收入来源。推进辅助服务市场建设。随着新型电力系统建设的推进，可再生能源的大规模并网运行，增加了系统对灵活性资源的需求。传统发电企业提供调频、深度调峰等辅助服务可增加收入，缓解成本压力；完善为保障电力供应容量充足的容量定价机制。容量机制能对提供可靠有效容量的资源给予合理的价值回报以弥补其固定成本，可以疏导传统发电机组因新能源消纳和电力保供责任产生的成本，释放长期收益信号来吸引充足的投资，建设可靠、灵活的发电资源。
二是推进源-网-荷互动机制，减少传导机制下用户成本分摊压力。一方面对于全体工商业电力用户来说，一次能源价格传导机制要针对不同用户的不同用电行为，用电规律及特征，有针对性地设置差异化的分摊模式和分摊比例，提高用户的分摊意愿；另一方面，需要增强电力用户与源网的互动，将用户作为电力系统中的有偿替代资源，增加用户收入，减少用户分摊压力。通过改变电力系统中传统的通过单一增加供给满足需求的模式，结合智能电网技术的发展，推进源-网-荷互动机制建设，将用户节能、能效提升和需求响应作为替代资源。推动用户积极参与节能改造，多能互补项目建设以及用户分布式资源聚合参与市场交易，激活用户侧资源，挖掘零散用户调节潜力，扩大需求响应资源范围。充分利用市场机制，形成电力市场机制下的市场价格，使用户参与相应互动，获得市场收益，增加电力供需匹配度的同时，拓宽电力用户收入来源，缓解一次能源价格传导机制下用户侧分摊成本的压力。
三是拓宽补偿资金来源渠道，支撑一次能源传导机制实施。按照“谁受益、谁承担”原则明确实施一次能源传导机制的相关成本分摊方式，探索不同类型机组的分类疏导机制。鉴于一次能源价格波动剧烈，当前火电成本传导到用户侧由其全部分摊压力较大，可考虑将新能源发电企业的报价优势带来的超额利润作为成本补偿的来源之一，在煤炭价格居高不下时，用于补偿火电企业。研究出台保障一次能源价格传导机制补偿资金的相关意见及配套财政、税收等支持政策，为实施一次能源传导机制提供长效激励保障。
四是加快构建多能互补的电源体系，促进传统电源与新能源协调发展，保障电力安全可靠供应。在新能源规划方面，要推动规模化开发海上风电，因地制宜建设集中式光伏电站项目，在公共建筑、基础设施、产业园区、农业农村等领域积极推广分布式光伏发电项目应用，拓展新型储能应用场景，规划引导独立储能合理布局，完善其参与电力市场的市场机制和运行机制。在煤电机组规划方面，立足以煤为主的基本国情，合理安排支撑性和调节性清洁煤电建设，推进煤炭消费减量替代和清洁高效利用，科学推进“煤改电”工程。有序推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，在未来可再生能源大规模并网运行时，保证系统调节资源的充裕性，保障能源供应安全。在电网规划方面，加强跨区余缺互济，提高电网调度运行水平，挖掘供电潜力，加强柔性输电网和智能配电网建设，更好支撑跨区可再生能源输送和分布式能源发展，提升新能源的外送消纳和就近消纳水平。
