近日，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业联名给北京市城市管理委员会发去了一封名为《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》的文件。
文件称，今年以来，随着全国燃煤价格大幅上涨，并持续高位运行，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点（仅考虑燃料成本情况），与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%，煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。
同时，京津唐48家燃煤电厂作为北京区外电厂承载北京市全部电力市场直接交易，在市场上完全开放且充分竞争的形势下，北京地区电力直接交易价格平均降幅较大（60-110元/兆瓦时），京津唐燃煤电厂在煤价突涨且持续高位运行等市场发生严重异常的情况下，已无力完成2020年12月签约的北京地区2021年10-12月电力直接交易和2021年3月签约的北京地区2021年10-12月电力直接交易。
因此，为缓解燃煤发电企业生产经营困境，保证电力供应安全稳定，满足迎峰度夏和冬季供暖的民生需求，电厂联名给北京市城市管理委员会发去文件，提出允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价；促进重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同，上浮交易价格；京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分，执行各区域基准价等建议。
由于我国“市场煤”的实行、去产能以及进口煤的限制，煤价在今年达到历史高位，并在短期内难存大幅下降空间，燃煤电厂在电力市场并未完全市场化且有浮动限制的情况下，已持续陷入“越发越亏”的困境。
中电联7月发布的《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》已表明，6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%，煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。报告根据煤电企业现状，并考虑到电力系统整体的持续健康发展，亦提出了根据上游燃料市场价格波动调整政府定价的燃煤上网基准价及目录销售电价，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，抵御市场风险等建议。
2019年9月的一次国务院常务会议决定从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但2020年暂不上浮。此会议召开及后续配套文件《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》出台之后，各地纷纷响应2020年的“下浮机制”，出台文件。但到2021年后，各地主动出台执行“上浮机制”的文件极为少见。
今年年中，由于迎峰度夏带来的发电量猛涨以及进口煤的限制带来的煤炭供不应求的市场情形，煤电企业亏损困境严重加剧。
7月，内蒙古工信厅、发改委率先发布了《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》，内蒙古表明，火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”已严重影响到了蒙西地区电力市场交易的正常开展，并对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险，因此，允许蒙西地区电力交易市场交易价格在基准价（每千瓦时0.2829元）的基础上可以上浮不超过10%（上限为每千瓦时0.3112元）。
此外，北极星电力网了解到，四川、宁夏等地在7月、8月也先后出台允许市场化煤电交易价格上浮的文件。
上浮电价将部分缓解燃料价格上涨对火电企业成本增加造成的压力。
此次京津唐11家燃煤发电企业联名请示放开电价上浮空间实属在情理之中。重签合同的建议也引来了售电公司等另外市场主体的强烈关注。
多名发电企业人士向电力君表示：“火电企业近些年不仅为了支持电改大幅降低了电价，并且在几十年的运行中都以保障电力安全为己任。但是不能一直既要马儿跑又要马儿不吃草呀。”“煤价不降、电价不涨，我们真是发一度亏一度，又不能停。”
不过，也有声音表示，如果谁都“联名”，或者电厂的“联名”获通过了，那这几个月来的售电公司亏损、电网公司亏损是不是也可以通过联名来解决了？而且要求“改合同”，毫无契约精神。
在市场的建立过程中，各市场主体都能持续健康发展才是硬道理，“联名”只是促进市场体系建设的手段。政策不仅要有先导性与预见性，也需要根据市场及时调整，进行监管，并非是朝令夕改，也并非是伸手过长。不管黑猫白猫，能捉老鼠的就是好猫。
