今年浙江省的电价合同已经签了，价格也已经执行了，政府拟干预调降交易电价的方案的做法并不利于深化电改。

近日，一则浙江省相关政府部门拟干预调降交易电价的方案在业内流传。按照方案，浙江省发改委拟要求调降该省煤电、核电企业2022年度交易电价。方案初步拟定的要求是，浙江省内煤电、核电发电企业2022年度交易价格需在年初已完成结算的价格基础上下浮0.01466元/千瓦时。浙江2022年度交易加权平均价格为0.49836元/千瓦时，以此测算，方案拟调降的交易电价幅度约为3%。

浙江省发改委相关知情人士在接受记者采访时表示：“确有此方案，目的是为了降电价。但如果反对舆论过于强烈，也不排除方案被撤回的可能”。在受访的业内专家看来，今年浙江省的电价合同已经签了，价格也已经执行了，政府这种“事后找补”的做法并不利于深化电改。

调降交易电价方案如果实施，无疑会进一步减少火电、核电企业的售电收入

对此，记者致电采访多家能源央企、售电公司，均被以“话题敏感，不便回答”“市场身份敏感不宜发表言论”等为由拒绝。

有业内人测算，如果浙江省的这一调降交易电价方案实施，仅浙能集团一家就将被追溯13.51亿元电费。浙能、国家能源集团、华能、大唐、华润、中核6家发电集团预计合计将被追溯25亿元。

中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏表示：“浙江省的调降交易电价方案如果实施，无疑会进一步减少火电、核电企业的售电收入。特别是对于火电企业而言，如果叠加电煤燃料成本价格高居不下，将直接影响该省火电企业的盈利水平。”

事实上，自2021年以来，煤电企业就入不敷出，陷入全面亏损。去年，我国煤电比价关系严重扭曲，全国煤电企业亏损面最高时接近100%，这一数字在去年末时仍高达80%以上，煤电企业亏损额超过3000亿元。今年上半年，煤电企业亏损形势有所好转，但仍比去年同期增亏减利。中国电力企业联合会公布的数据显示，今年上半年，大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。

例如，浙能集团旗下上市公司浙江电力近日发布的2022年半年报显示，该公司2022年1-6月实现营业收入359.23亿元，同比增长20.58%，但归属于上市公司股东的净利润为3.98亿元，同比下降83.97%。

华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，浙江省电力交易结果确定后，政府却突然拟一个文件降价，且与之前颁布的文件冲突，此种行为不利于我国深化电改。

调降交易电价不应该给社会造成错觉，不能让用户以为是市场化行为限制了政府降电价

浙江省政府拟干预调降交易电价的出发点是降电价。今年，浙江工商业电价上涨，部分涨幅甚至超过20%。浙江电力交易中心公布的《2022年7月全电力市场损益清算结果》显示，该省7月全电力市场损益清算合计亏损49.9亿元，其中居民、农业用电亏损39.91亿元，工商业用户对居民、农业用户的实际分摊电费高达34.9亿元。

“对比前6个月0.84—3.62亿元的亏算区间，7月的亏损额实在太高。”某知情人士透露，“调降交易电价的根本原因是今年迎峰度夏期间高价买入了缺口电量。调降交易电价的初衷是为了降电价。”

但是，浙江省发改委此前印发的《2022年浙江省电力市场化交易方案》明确指出“市场化直接交易价格由市场主体通过交易平台形成，第三方不得干预”“市场化交易价格一旦形成不得变更”。

在吴俊宏看来，浙江拟调降交易电价不应给社会造成错觉，不能让用户以为是市场化行为限制了政府降电价。电力市场改革的目的是发现合理的电力成本价格、促进全社会成本最低地使用电力，而不是为了降成本不计后果地降低发电端电价。

吴俊宏认为，通过市场交易确定的价格，除非严重影响到了地区用电安全和社会用电成本，都不应该再由政府干预降价。我国依据电力交易市场规则设定的交易价格本就有上下浮动范围限制，可以有效防止电力交易价格过高或者过低造成社会风险。在既有规则下通过合法行为形成的交易价格，不仅不应该事后调整，而且应该得到政府的保护。

解决问题的关键不应是事后干预交易电价，而应该坚决深化电改

我国本轮电力体制改革已走过7年有余，电力市场化建设取得了初步成效，通过借助合理的市场机制降本增效的效果正逐步显现。业内人士普遍认为，政府为了保障经济发展降低用电成本的迫切心情可以理解，但解决问题的关键不应是事后干预交易电价，而应该坚决深化电改。

“降低电力成本的抓手不仅有发电端价格，还有输配电价，以及创新和保障更经济的电力生产消费模式。”吴俊宏表示，“要降低电力成本，就应该坚持进一步深化电力体制改革，从电力市场化交易、输配电价监管、配售电业态模式创新等方面务实推动、优化完善。”

一位不愿具名的业内人士认为，浙江省此次的拟调降交易电价方案如果强行实施，或对市场信心产生较为严重的打击，甚至可以说是电改中的开倒车行为。电价高是由多种因素造成的，既有市场结构本身的问题，也是今年电力供需紧张的正常体现。正确的做法应该是对症下药，一方面进一步规范和优化电力市场设计和监管、避免各种乱象，另一方面要释放合理的政策引导信号、增加电力供应。