今年以来国际市场能源价格大幅上涨，国内电力、煤炭供需持续偏紧，多地实行有序用电，部分地区甚至触发拉闸限电，对居民生活造成了不小影响。

煤价与电价严重倒挂，燃煤发电企业合理收益难以保证是导致本轮全国性电力供应紧张的原因之一。

10月8日召开的国务院常务会议对今冬明春电力和煤炭供应作出安排，要求将燃煤市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%。10月12日，国家发展改革委发布《国家发改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），通知明确了国务院常务会议提出的上述要求，并指出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，取消工商业目录电价，工商业企业有序全部进入电力市场。

本次电价改革以我国提出双碳目标后由于多因素叠加导致全国性缺电使煤电价格矛盾凸显为契机，不仅是电力市场化改革的重大进展，对不久前正式启动的全国碳市场亦有积极促进作用，紧密耦合的电力市场和碳市场将为我国实现双碳目标提供关键支撑与有效工具。

我国在不同历史时期开展过多轮电力体制改革，取得了集资办电、政企分离、厂网分离等阶段性成果。2015年，电改“9号文”拉开了新一轮电力体制改革的序幕，指出要按照“管住中间、放开两头”的体制架构，实行“三放开、一独立、三强化”，还原电力的商品属性，使市场在资源配置中起决定性作用。

《电力中长期交易基本规则（暂行）》将燃煤发电企业的发电量分为市场电量和基数电量两部分，市场电量按照市场化电价结算，基数电量按照燃煤标杆上网电价结算。虽然市场化电价是通过自主协商等市场化方式形成，但一直以来都普遍低于标杆上网电价。过去几年，燃煤发电企业是电力市场中让利的一方，每度市场电量电价相较基数电量标杆电价下浮约0.02~0.1元/千瓦时。按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出的逐步扩大市场化电量比例的原则，燃煤市场化电量占比不断提升，到2020年燃煤发电市场化电量占比已经超过70%，本次改革将这一比例进一步提升到了100%。在过去基数电量减少对燃煤发电企业往往意味着盈利空间被压缩，而当下却创造了更多缓解经营压力的机会。

2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网侧电价形成的重要基准。作为一种事后调节的行政手段，煤电价格联动机制在电力体制改革的推进中逐渐不能及时有效反映市场供求变化，在2019年被更为灵活的“基准价+上下浮动”机制替代。本次改革提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由2019年初次确定的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，提高上浮比例不仅是为了缓解当前煤电价格倒挂、电力供应紧张的局面，也释放了中长期容许电价上涨的信号。今年3月，《国家电网碳达峰碳中和行动方案》就指出，在能源供给侧为适应“双高”、“双峰”形势下新能源并网和消纳，电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都会增加，而需求侧用能成本过低，不利于“能源双控”和节能降耗，要着力疏导能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾。

率先参与电力市场的工商业用户享受了电改带来的红利，2018~2020年，国网经营区内客户用电成本累计降低1392亿元，平均降低电价幅度约0.03元/千瓦时。近年来，用电侧进入电力市场的门槛从110千伏、35千伏到10千伏逐步下放，2019年向所有经营性电力用户全面放开。目前大约44%的工商业用电量已通过参与市场形成用电价格，此次改革要求将这一比例有序提升至100%，标志着“计划电+市场电”并行的双规制从此落下帷幕。对于目前暂未从电力市场购电的工商业用户，过渡期会由电网代理购电，变化在于电价不再是固定的目录电价，而由市场化方式决定，相较目录电价既能下跌也更有可能上涨。事实上，建立电力市场的核心目的在于发现合理电价，利用价格信号配置资源、调节供求关系，而非片面地降低电价。当前市场化电价普遍低于目录电价，可以容许部分用户暂不进入，未来要将上升的电力供应成本通过电价向终端传导，只有工商业用户全部进入电力市场才能公平分摊责任。

电力市场与碳市场看似相对独立，但又有着相辅相成的关系，两者都是通过市场机制优化资源配置效率，实现行业低成本和低碳发展。电力市场中，发电侧展开充分竞争，按边际成本从低到高的顺序依次出清，高效清洁的发电机组能够得到更多发电机会，低效高排放机组的发电量则被削减。碳市场将碳排放的外部性内部化，并通过配额在市场主体间的交易推高低效高排放企业的边际成本，降低高效清洁企业的边际成本，达到鼓励先进、淘汰落后的类似效果。而且由于碳市场叠加的碳成本，高效清洁机组和低效高排放机组在电力市场中的竞争力差距被进一步放大，使电力市场配置资源的效率得以提高。

燃煤发电企业全部电量进入电力市场有助于扩大碳市场在发电侧的减排效果。过去由于存在基数电量，碳市场只能改变发电企业的边际成本，激励企业采取减排措施，而无法改变基数电量在不同发电企业之间的分配。当所有电量均成为市场化电量后，在电力市场中每台机组所能获得的发电量都由其边际成本决定，而边际成本中包含了每台机组的碳成本差异，碳成本高的机组只能获得更少的发电机会，由此碳市场在发电侧的影响力得以增强。

工商业用户全部进入电力市场和燃煤市场化电价上浮比例上调为碳市场在需求侧充分发挥作用奠定了制度基础。全国碳市场在建设过程中，将电力间接排放也纳入排放源覆盖范围，原因之一是考虑到我国电力市场尚未完全放开，电价难以有效传导碳成本，对以用电为主的高耗能行业约束不足。碳价向电价的传导，能够促使终端用户节约用电，推动碳市场在更大范围内发挥作用。碳价有效传导要求用电侧全面放开，否则由于碳价传导的电价上升成本将更多地由市场化用户承担，非市场化用户非但不会优化用电行为，还逃避了减排责任，不利于碳市场建设运行。此外，本次改革将燃煤基准电价上浮比例从10%上调至20%，并强调不得干预市场交易电价合理浮动，也为碳价的传导预留了更大空间。

随着电力市场全面放开，碳价得到充分有效传导，可以考虑适时将电力间接排放从全国碳市场覆盖的排放源中排除。如前所述，碳市场纳入电力间接排放是特定历史时期下的折中方案，如今电力市场在制度层面已经基本具备传导碳成本的功能，未来随着碳市场和电力市场逐步成熟，特别是碳价上涨到较高水平，足以对电力需求侧产生与碳市场直接管控相当的效果时，碳市场促进需求侧减排的作用已经能够体现，纳入电力间接排放的必要性将大幅减弱。另外值得注意的是，本次改革还特别强调高耗能行业不受电价上浮20%要求的限制，对于纳入碳市场的高耗能行业企业，一方面要承担碳排放成本，另一方面也要承担不设上限的发电企业碳成本向电价传导的成本，可能会面临由碳市场施加的直接和间接双重压力，成本上升幅度面临较高的不确定性。此时，碳市场纳入电力间接排放的合理性也有待商榷。

电力市场和碳市场由于目标的一致性，通过互相作用而彼此影响，只有两者紧密耦合、协调一致，才能发挥出最大的作用。欧洲电力市场和碳市场的经验曾表明，短期内碳市场可以和自由化程度高的电力市场相结合，推动燃料转换；长期看能够压低化石能源投资，推动可再生能源发展，加速退煤进程。

本次电价改革，为我国电力市场和碳市场的良性互动创造了有利条件。当前全国碳市场才启动运行3个月，尚处在建设初期，未来将逐步纳入更多行业。随着碳市场覆盖范围扩大，约束进一步加强，碳价上涨到有效水平，将与成熟的电力市场共同成为我国实现双碳目标不可或缺的重要支撑。