煤价高、电企亏的“跷跷板效应”或许能得到缓解。
9月27日，湖南发改委印发《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》（湘发改运行(2021)747号）。依据《通知》及附件《湖南电力市场燃煤火电交易价格浮动机制试行方案》，自2021年10月起，该省将在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。
据行动方案与通知，当全省统调燃煤火电企业平均到厂标煤单价不高于1300元/吨时，燃煤火电市场交易价格上限不进行上浮，成本变动由发电企业自行消化；当平均到厂标煤单价超过1300元/吨，煤价每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时，上浮幅度最高不超过国家规定。
上市公司大唐华银电力公司（600744）是湖南当地火电主力军，9月29日，时代财经以投资者身份致电华银电力投资者关系部门，工作人员称，“我们目前还没看到湖南发改委的文件，如果下发，这对我们来说肯定算是利好的影响。”
据华银电力今年上半年半年报，由于煤炭价格上涨，导致该司营业成本的涨幅大大超过了营业收入的涨幅。对于湖南发改委这份燃煤发电交易价格机制，该工作人员表示，“如果形势下，这一规定可能仅仅只是有些帮助。”
9月中旬以来，江苏、广东、云南、广西、浙江、辽宁、吉林、黑龙江等20多个省份相继启动有序用电，多地工业企业被要求错峰用电。据中金公司研报，近期蒙西、宁夏、山东、上海、广东已陆续宣布允许煤电市场交易电价，在标杆电价基础上上浮10%，
“目前煤炭与电力的供需失衡在全国慢慢蔓延，当下各地发改委的调整是短期的做法。”9月29日，厦门大学管理学院“长江学者”特聘教授、中国能源政策研究院院长林伯强教授接受时代财经采访时分析。
林伯强认为，“解决短期的问题对深化改革有好处，这也警示中国必须深化改革，包括改革电价、产业结构调整，才能摆脱目前这种困境，比较顺畅地实现转型。如果不深化改革，目前这种拉闸限电，不会是最后一次。”
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火电亏损严重，电价放开或是未来趋势
华银电力是湖南省火电装机主要发电企业，截止到2021年6月底，其在役装机589.55万千瓦，其中火电机组524万千瓦，水电机组14万千瓦，新能源装机41.55万千瓦，光伏机组10万千瓦。
华银电力半年报提及，今年以来，湖南用电负荷快速攀升，用电量突破历史最高纪录，用电高峰时段电力供应紧张，部分地区出现了有序用电情况。煤炭市场供不应求，煤价居高不下，火电燃料成本较高，对各火电企业生产经营产生较大影响。
据悉，华银电力上半年营业收入约40.46亿元，同比增加21.45%；归属于上市公司股东的净亏损约2.73亿元。华银电力上半年营业成本增加25.63%，主要是由于除了电量同比增长之外，本期发电标煤单价也同比上涨了165.41元/吨，导致营业成本的涨幅大大超过了营业收入。
上述《试行方案》还指出，如煤价过高，交易价格上限上浮到最大值仍不能完全疏导火电燃料成本，超出部分的成本通过延长交易价格上浮时间疏导，交易上限价格上浮延长时间可以累加。若该省燃煤火电上网基准价发生变动后，重新确定基准煤价和交易价格上限浮动范围。
9月29日，中关村发展集团产业经济专家、中国能源研究会能源政策研究中心特聘研究员董晓宇对时代财经分析，湖南这次发布的电价改革方案，对此前实施的燃煤发电上网“基准价+上下浮动”的市场化价格机制进行了分段细化，与当前煤价的增长变化挂钩更加直接，优化了煤价-电价的传导机制，一定程度缓解了上火电企业的成本压力，有利于形成对未来价格改革的合理预期。
这一消息无疑对火电企业利好，受消息面刺激，9月28日，华银电力上涨5.23%，9月29日高开后震荡走弱，报收7.53元，下跌3.95%。
华银电力投资者关系部门工作人员表示，这一消息对该企业无疑是利好，工作人员进一步称，“今年煤炭涨得特别厉害，算是历史最高峰了。发电关系国计民生，现在首先确保居民用电，所以所有的火力发电企业都是顶着巨大的压力在发电。”当记者问及目前该司的用煤成本，对方称，相关数据将在三季报披露。
《试行方案》除了明确基准价格及浮动机制，还明确了传导机制：“当售电公司在批发市场的购电均价上浮时（均价差大于0），上浮价差应全额传导至代理的电力用户，售电公司可按照不超过0.1分/千瓦时的标准收取代理服务费。”
究竟这一“代理的电力用户”是指什么？据第一财经9月29日报道，“代理的电力用户”指参与电力交易的市场化用户，以企业为主，不包括居民电价等目录电价。据该报道，从国家电网、国网湖南电力公司等电力系统口径也表明，这一番调整并不涉及居民电价或一般工商业电价的调整。
湖南完善燃煤发电交易价格机制并非首例。
7月22日，内蒙古自治区工信厅下发了《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，8月1日起执行，蒙西煤电电量成交价可上浮不超过10%。
据中金公司研报，宁夏、山东、上海、广东已陆续宣布允许煤电市场交易电价，在标杆电价基础上上浮10%。
中金公司9月28日电话会议中，研究员刘佳妮指出，火电亏损严重，电价放开或是未来趋势。“此次电力企业亏损至现金流，不再过多考虑政治任务，在此次事件中议价能力较强；发电厂长期亏损亦不利于其新能源项目投资，电企有较强涨价诉求。”她判断，标杆电价基础上上浮10%的措施可能蔓延到全国范围，利好明年长协电价谈判。
属于短期的调控行为，电价改革序幕尚未拉开
在今年煤炭价格疯涨的背景下，火电企业的经营压力很大。
据不完全统计，华能国际(600011)、豫能控股(001896)等12家上市火电企业公布了半年度业绩，其中11家业绩呈现下滑、净利润同比下跌，5家亏损。其中，国内最早的国有大型电力上市公司华电能源（600726）亏损最严重，达5.5亿元，净利润同比下降217.92%。
时代财经查询发现，有十多家火电上市公司的半年报提及，亏损或业绩下滑的主要原因是燃料价格的上涨。
环业投资IP Global中国区首席经济学家、中国资本联盟副理事长柏文喜对时代财经分析，“市场煤，计划电”这一煤与电不同的定价机制，是导致煤电企业业绩“跷跷板”效应的根本原因。虽然多年以来上网电价市场化程度提高了不少，但并未得到根本性改变，煤价的波动自然也就成了影响煤电企业业绩的“跷跷板”。
关于电价形成机制，早在6月24日，中国政府网一条信息引发关注，国家发改委在回复一位网民提问时表示，“与国际上其他国家相比，我国居民电价偏低，工商业电价偏高。下一步要完善居阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。”
7月底，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》指出，各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。柏文喜称，完善分时电价机制是以有形之手试图缓解火电企企业煤电“跷跷板”效应的扬汤止沸之举，而要真正化解煤电企业的价格与业绩矛盾，还需要以推动煤电企业的市场化程度为方向，建立煤电企业的市场化调节乃至市场化进入与退出机制，以此来实现煤电企业业绩的市场化平衡，彻底化解煤电企业业绩相杀的长期冲突与矛盾。
不过林伯强指出，当下各地发改委的调整仅是短期的做法，更多为了尽快调整供需平衡，还不能认为是为电力改革拉开序幕。“中国已经很长时间习惯了供应充足，突然限电对经济生产的情绪打击很大，必须尽快解决拉闸限电的问题。”
林伯强称，“从需求侧看，工业用电占70%，所以必须下工夫严格限制高能耗进场。今年需求增长太快了，到八月份增长了14%，电力系统是很难支撑这个需求增速。但从供给侧看，中国并不缺电，现在问题是火电企业没有足够的动力，可以通过降低煤价或涨电价、或者两者都进行，同时动员煤炭释放产能，增加煤炭供应的方法，短期做到平衡。”
但在林伯强看来，这一短期行为也起到了警示作用，敦促加快深化电价改革与产业结构调整。
董晓宇对此业表示认同，他认为，湖南、宁夏等地方所做的火电上网电价改革，是对原有改革政策的具体化，尽管步伐不大，但也意味着我国电力价格市场化改革的步伐将不会停滞，改革的经验在不断累积。“对于后续持续加快构建市场化价格形成机制、平稳有序推进燃煤发电上网电价，加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤炭价格波动的市场机制具有积极作用。”
“电价随着电煤等成本上涨进行合理上浮，符合市场经济基本原则，”中国投资协会咨询委产融平台绿创中心副主任、标准排名研究院院长郭海飞对时代财经指出，但需要注意的是，如果电煤等成本下跌时，电价是否会进行下调？因此，除了设置电价上涨机制之外，也需要制定合理的电价下调制度，比如在电煤价格低于多少时，电价要下调多少等。
“在正常情况下，任何商品都会跟随市场需求、成本高低等有涨有跌，电价也一样，不能只涨不跌，国际油价也是一样有涨有跌。”郭海飞认为，电价改革应该是遵循市场化的方向。柏文喜也指出，调整电价需要从电源企业的投资结构、资产结构和以及市场化程度方面进行调整，让市场机制逐步倒逼电源企业的效率提升与技术革新来促使发电成本与价格的双下降。
在中国科技大学研究员胡浩看来，电价改革还应该与碳达峰、碳中和的目标挂钩，将有利于促进风电和光伏的发电开发和利用。他对时代财经分析，电的来源分为水电、核电、煤电、风电、分布式光伏等一系列，电价也是按照一定的比例折算出来。
“从成本来看，水电最低大概是0.26元；核电次之，大概是0.33元；煤电原来是0.36元，但现在由于煤炭价格高企，因此火电成本比较高，而且属于非清洁能源、化石能源。至于风电、光伏的成本就更高了。现在煤炭价格上涨，倒逼风电，光伏一系列的能源价格和煤电的相对价格下降，那么竞争优势就会变强。”