随着疫情后的强劲经济复苏提振需求，全球煤炭、天然气等化石燃料价格正以惊人的速度上涨，国际能源危机仍在持续发酵中，并影响以此为能源的电力价格出现高涨。面临如此严峻局势，中国政府果断出手，通过一系列调控措施，确保国内能源供应充足及能源价格、电力价格稳定。

一、国际能源危机导致多国电力价格上涨

纵观全球能源市场，诸多国家都面临着“能源荒”沉重打击，由此影响能源价格居高，进而引起发电成本上涨，最终导致电力用户付出更多成本或面临随时拉闸限电的风险。

从煤炭市场上看，截止2021年12月16日，国际三港动力煤价格均较同年10月份价格顶峰时期有所回落，但整体仍处于高位，其中：欧洲ARA港动力煤价格为142美元/吨，同比涨幅109.59%；理查德RB港动力煤价格为145.05美元/吨，同比涨幅38.38%；纽卡斯尔NEWC港动力煤价格为178.13美元/吨，同比涨幅111.71%。

图表来源：wind、瑞达期货研究院

煤炭价格居高不下导致某些国家颁发出口禁令：2021年12月31日印尼政府突然宣布，禁止在2022年1月1日至31日期间出口煤炭。印尼能源与矿产资源部(ESDM)解释发布此项禁令的原因为满足国内需求和避免国内电厂缺煤所给予的对策。

火电占比61.7%（截止2020年末）的印度长期以来电力供应一直不足：2019-2020财年，印度电量缺口为0.5%，高峰时段电量缺口为0.7%。受煤炭价格高涨影响，印度煤炭进口数量创两年新低，也因此进一步加剧了供电危机、导致电价上涨。

不仅是煤炭市场，国际天然气市场也同样遭遇短缺危机。

由于亚洲长协多、溢价高以及欧洲地缘政治影响，俄罗斯对西北欧供应今年以来持续减少。欧洲天然气供需偏紧，价格持续性上升，ICE天然气价格在2021年内最高涨幅接近8倍。

图片来源：洞见研报

欧洲是天然气价格飙升下的最大受害者。2021年9月初，西班牙和葡萄牙平均批发电价大约是半年前平均价格的3倍，为每兆瓦时175欧元；欧洲天然气的储存库容量已不足75%，是十多年来的同期最低水平。天然气供应不足，导致欧洲国家的天然气价格和电价极高，其天然气价格大约相当于20元/立方米。近期，俄罗斯北溪2号天然气管道遭到制裁，使得天然气价格近期再度飙升。

在能源几乎全部依靠进口的日本，全球能源价格飙升也正推动当地通胀升温和电力紧缺。2021年10月，日本高峰时段电力供应现货价格达到每千瓦时50.01日元/千瓦时（折合人民币2.76元/千瓦时）。

二、我国能源保稳，电力价格得到有效保障

反观国内市场，虽然在去年10月出现了煤炭价格大涨的不利情况，阶段性影响电力市场价格处于高位，但经过政府调控，目前煤炭市场运行平稳，电能价格也得以回落，处于正常水平。

（一）国内能源价格调控

2021年后期，国内煤炭的供需格局曾严重失衡，叠加市场炒作因素，现货价格一度冲上2500元/吨，严重超出原定正常波动区间。10月19日开始，政策组合拳直接调控价格，增产开始明显显现，煤价快速回落，直至腰斩。后续供应维持高位，终端持续补库，需求端增长显现乏力，价格偏弱震荡调整。12月3日，全国煤炭交易基准价上调为700元/吨，波动区间也调整为550-850元/吨。

这是2017年以来煤炭长协机制落地后首次上调长协基准价，也是国内煤炭行业定价机制在2021年的重大变化。这一举措对保障国能能源价格稳定起到了积极作用。

动力煤期货价格走势图（日K）

数据来源：Wind，信达期货研发中心

2022年，动力煤的主要矛盾从需求端转向供给端，供需趋于宽松。2021年保供核增了近5亿吨的生产产能，其中有4亿吨产能属于中长期产能，这将大大改善2022年的供给弹性。需求方面，国内经济回归正常增速，国外进口需求下滑。2021年存在的发电结构问题也将随着新能源装机的快速推进与水电出力恢复而不复存在。因此，2022年煤炭供需格局将趋于宽松。

（二）我国电能价格保稳

我国电能价格长期以来基本处于低位且保持稳定。

与可获得数据的35个OECD国家比较来看，2019年OECD国家平均水平（含中国）为工业电价0.892元/千瓦时，居民电价1.338元/千瓦时，而我国工业电价为0.635元/千瓦时（排名倒数第九），居民电价为0.542元/千瓦时（排名倒数第二），均低于平均水平；与最高价相比，工业电价为丹麦的34.0%，居民电价为德国的23.5%。

我国电价较低的原因主要有以下几点。首先，我国民用电方面供电属于半公益的，电价相对便宜，这与外国由私人集团控制电力供应、以盈利为主要目标的运营模式有很大不同；其次，我国供电集合了全国资源，如西电东送、北电南输，资源整合大大降低了发电成本；再次，通过商业用电反哺民用电的价格，所以民用电价格较低。

我国电价处于较低且稳定的水平，充分彰显了中国特色社会主义制度的优越性，尤其是保持稳定且较低的居民电价，体现了以人民为中心的发展思路。电能价格较低，是基于我国越来越强大的基础上的一个综合表现。

2021年10月11日，国家发展改革委发布了《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），以加快推进电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应，确保限电、限气不限居民。

三、我国电力体制改革的巨大成就

自2015年3月15日电改9号文下发起，我国新一轮电力体制改革拉开序幕。六年来，随着9号文的深入实施，新一轮电改取得了积极成效，有效激活了市场主体，提升了市场活跃度，降低了用电成本，提升了市场效率，增强了创新能力，同时我国电力供热总体上保持安全、稳定、充足。主要表现在：

第一，电力市场建设成效初显，现货市场试点平稳推进。随着发用电计划比例进一步放开，经营性电力用户逐步走向市场，在市场价格的引导下，有效降低社会用能成本，提升社会整体效益。从中长期电力市场来看，交易品种逐渐丰富，更加灵活，有利推动了电力资源配置逐步从计划向市场的转变，并且交易规模持续扩大。

目前，第一批八个试点地区（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已全面开展电力现货试运行，其中，山西电力现货市场第七次连续不间断结算试运行已持续9个完整月（截止2021年底）；2021年7月起，山西开始实施业内首创的中长期分时段交易机制，在半年多的持续运行中与现货市场完美融合，为理顺中长期交易与现货市场的衔接、凸显电能分时价值、向用户侧传导市场价格发挥了重要作用。第二批现货试点（辽宁省，江苏省，安徽省，河南省以及上海市）也在紧锣密鼓部署现货试运行中。

第二，售电侧市场有效竞争，形成多买多卖格局。随着电力用户、发电企业等主体进入市场，其活力逐步释放，初步形成多买多卖的市场竞争格局。售电公司代理电量规模持续上升，经营业务逐渐多元化，并且开始探索合同能源管理、综合节能、用能咨询等增值服务。

第三，首个监管周期输配电价顺利实施，初步建立了较为完善的输配电价体系。独立输配电价体系对市场化交易开展起到了决定性作用，使市场化交易更加公平、规范和透明，同时有效提升电网监管水平，提高电网运营效率，促进发电侧的降价红利传导至用户。

第四，增量配电改革探索了我国渐进式改革的制度创新。增量配电改革试点有效激发了社会资本投资增量配电项目的积极性，促进了配电网建设发展，在推动提高配电网运营效率、改善供电服务质量等方面进行了积极探索。通过引入社会资本参与增量配电网投资，大幅提升配电网的投资能力，改善配电网薄弱的问题。