从电价新政看电价机制走向（下）——机制走向

综合近期电价相关主要政策和我国新型电力系统建设实际，我国电价机制改革总体趋势主要呈现如下方面。

（来源：微信公众号“先思录” 作者：尹明）

1.由市场决定价格的电量占比将较快增长

自“电改九号文”实施以来，全国各地先后有序放开发用电计划，推行大用户与发电企业直接交易等措施，市场交易电量全国占比从2016年约17%，持续快速增长到2020年42%。未来随着准入门槛的不断降低和市场体系的不断完善，由市场交易方式确定价格的电量占比将保持较快增长。

（1）参与市场化交易的门槛不断降低

《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出“有序推动经营性电力用户进入电力市场”，《关于做好2021年降成本重点工作的通知》提出“允许所有制造业企业参与电力市场化交易”，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》提出“推动工商业用户都进入市场”。继续扩大市场化交易大量规模与占比将是一个明确方向。

关于市场化交易电量比例。2020年电力市场化交易电量占当年全国第二、第三产业用电量的50%左右，预计2025年、2030年该比例将达到70%和85%左右。根据“先思录”《2025、2030年电力需求、电源结构及电力投资预测》预测数据计算，2025、2030年市场化交易电量占全国总用电量的60%和70%左右。预计2030年以后，东部地区的一部分居民用电也大概率会进入市场交易。在此情况下，我国市场化交易电量占比将大概率会在2035、2040突破80%和90%。

市场化交易电量占比增加，将会极大改变我国计划与市场“双轨制”对资源配置的负面影响。这也意味着，越来越大比例的用电量将通过市场交易方式形成价格，并完成从电源企业到用户的价值转移。

表2. 2025年、2030年我国用电需求结构预测

（2）全国统一电力市场体系加快健全

近年，我国积极探索全国统一电力市场建设，加快构建以中长期交易为基础、现货交易为补充的交易机制，推动跨省跨区交易、辅助服务市场建设。

电力中长期交易规则又有新突破。在2020年下半年，国家发展改革委 国家能源局印发《电力中长期交易基本规则》基础上，在市场准入、交易品种、价格机制、偏差电量处理等多方面进行了完善。

电力现货市场建设不断加强。2021年上半年，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等地为第二批电力现货试点，并提出将探索京津冀区域、南方区域的区域级电力现货市场建设。11月22日，国家电网有限公司按照国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》要求，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，对输电价格构成、输电网损处理、出清机制等进行了规定。多个省份开展了多月连续结算。

辅助服务市场建设不断完善。2020年，华北、华东、华中、东北、西北等区域内省间辅助服务市场正式运行。2021年8月，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》。《征求意见稿》规定了固定补偿方式和市场化两种补偿方式，允许电力用户可通过独立参与、委托代理参与方式参与电力辅助服务等，开启了我国辅助服务市场新构架，多地加强区域辅助服务市场建设。

2021年11月24日，中央全面深化改革委员会第22次会议对我国电力市场建设发展提出明确要求，健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。

可以预见，随着我国电力市场体系不断完善，电力商品属性将会日益凸显。如何深化对电力商品属性认识，科学评价其市场价值，将是个重要课题。

2.上网电价市场化形成机制与传导机制将不断完善

用户侧销售电价由发电端价格、输配电价和政府性基金及附加构成，如图1所示。其中，发电端价格包括市场交易价格和非市场交易价格两类，前者是市场机制通过供需关系、成本竞争、用户偏好、报价策略等多方面因素综合作用的结果，有助于资源优化配置。同时，成本的高低体现了市场主体内部运营管理水平、技术水平及上游原材料市场等多种因素的影响，是企业给自己产品或服务定价的重要参考，但是企业的这种基于成本的定价还需要受到市场竞争的考验。这也是市场机制在发电端电价的决定性作用。

（1）关于电价的市场化形成机制

一是将辅助服务费用纳入电力中长期市场交易价格中。2020年下半年发布的《电力中长期交易基本规则》规定，市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。

图1. 电力中长期交易新政前的电价构成

图2. 电力中长期交易新政后的电价构成

二是推动燃煤发电上网电价市场化改革。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价；电力现货价格不受上下浮动均不超过20%的幅度限制。三是鼓励新能源发电上网电价市场化形成。《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》要求，2021年对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价等。四是重视对其他类型电源的市场化电价形成机制。《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出，持续深化燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，建立新型储能价格机制。五是突出采取市场化方式形成源网荷储一体化和多能互补价格。《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》明确提出，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易；支持源网荷储一体化和多能互补项目参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。六是强调电网企业代理购电价格的市场化形成机制。《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》提出，建立健全电网企业市场化购电方式，电网企业通过挂牌交易方式、参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电。

（2）关于电价传导机制一是将“放开两头，管住中间”的电改要求落到实处，通过完善成本监审、输配电价定价及相关监管政策，切实将电网垄断环节相关成本摆到明处，接受监督。自2019年至今，输配电价从定价成本到省级输配电价、区域电网输电价和跨省跨区输电专项工程输电价相关政策进行了重新修订或编织（详见《从电价新政看电价机制走向（上）—新政梳理》表1），一个共同的趋势就是加强信息透明、提高合理性、加强约束性。二是加快政策创新，实现交叉补贴由“暗”转“明”、由“灰”变“白”。这两个方面问题解决得如何，既直接影响企业利益和用户利益，又充分考验电价相关部门的治理能力和水平。《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》明确要求，电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。3.电价机制更加强调与产业政策、排放约束相协同

这主要体现在差别电价政策、绿色电价政策等方面。《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出，“不断完善绿色电价政策。针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，强化与产业和环保政策的协同，加大实施力度，促进节能减碳。实施支持性电价政策，降低岸电使用服务费，推动长江经济带沿线港口全面使用岸电”。《国家发展改革委关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》明确提出，按照单位产品电耗对电解铝行业阶梯电价进行分档，而且分档标准逐步趋严，同时将阶梯电价与电解铝企业的非水可再生能源电量占比挂钩，实施电价优惠等。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》提出，高耗能企业市场交易电价不受上下浮动均不超过20%的幅度限制。可以预见，在能耗双控与碳排放达峰约束下，行业差别电价政策将在倒逼企业减少电能浪费、降低单位产品电耗等方面发挥“紧箍咒”作用，绿色电价政策将在电能对化石能源替代、新能源电能对化石电能替代、促进交通和建筑领域电气化等方面发挥积极作用。4.更加重视对灵活性、调节性资源的合理补偿间歇性、波动性新能源发电的大规模发展与高比例接入，需要越来越多的灵活性、调节性资源（如抽水蓄能电站、新型储能、灵活性改造后的煤电等）配合。如何确保这些灵活性、调节性资源投资回收与合理收益，对加快发展新能源和形成电力系统良性投资至关重要。一是进一步规范了抽水蓄能价格机制。《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》规定，现阶段，坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，并在抽水电价、上网电价和费用分摊等方面进行了明确规定，未来逐步推动抽水蓄能电站进入市场。二是进一步明确了不同功能新型储能的定价趋势。《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出：建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。三是煤电机组灵活性也需要得到市场化定价机制支持。我国煤电在电源装机占比近5成，电量占比超过6成，扩大煤电灵活性改造规模是我国电力系统提高灵活性与调节性的最大来源。《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）提出，“十四五”时期完成煤电灵活改造规模1.5亿千瓦，调节能力达到3000-4000万千瓦，加快健全完善辅助服务市场机制，使参与灵活性改造制造的调峰机组获得相应收益。从未来需求看，容量市场也是一个需要认真考虑的补偿机制。

从未来发展需要，我国还应该重视需求侧响应资源的市场化开发与价格形成机制创新，让用户有积极性参与到新能源消纳、系统调节之中。

电价机制上述发展趋势对电力系统各个利益相关方都将会产生深刻影响。从企业长远发展与近中期盈利角度看，无论是电源、电网企业，还是高耗能、设备制造企业和服务提供商等，都将面临转型的抉择，面临财务盈利能力、资产保值增值、持续投资能力、人才队伍发展、管理提升、技术创新、企业重新定位与业务优化等多重困境。但从市场经济发展规律、企业生存逻辑上看，电力价值链上的各个组成都应该认真研究分析电价机制变化对市场竞争格局、用户行为偏好、垄断环节和资源重新分配等方面的影响。从某种意义上讲，电价机制是影响中国新型电力系统建设的关键因素之一。它既可能成为促进中国新型电力系统建设的“推进器”，也可能会成为阻碍中国新型电力系统建设的“绊马索”。关键是如何处理好市场与政府之间的关系，处理好创新与风险之间的关系，处理好资源投入与社会支付能力之间的关系，处理好短期保供与长期转型之间的关系。

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