观察 | 发电侧上网电价何去何从

在我国电力行业发展过程中，发电侧上网电价几经转变，可以说，上网电价的转变就是我国电力行业发展的转折点，无论是计划体制下或者是市场体制下，上网电价形成机制均背负着厚重的历史责任，也发挥着重大作用，甚至可以直接用于宏观调控。在当前建立新型电力系统、推动电源结构绿色低碳转型的背景下，发电侧上网电价形成机制也需要进一步的设计及优化。

（来源：电联新媒 作者：刘连奇）

发电侧电价体系变化

发电侧上网电价形成机制始终贯穿我国电力行业的发展过程，甚至可以说上网电价形成机制的变化占据了我国电力行业发展的核心地位，上网电价在不同阶段主要经历了“先横向后纵向”的变化。

以电力现货市场建设为分界，在这之前，我国发电侧上网电价主要经历横向的发展变化。1985年后，改革开放促进了我国经济的高速发展，为了调动各方特别是社会资本投资电力工业的积极性，我国打破“完全管制电价”的制度，采用了“还本付息”电价机制，利用贷款建设的集资电厂或机组在还本付息期间，按照成本、税金、具有还本付息能力和获取合理利润的原则核定上网电价，电力工业得到发展。但是伴随着发电投资成本的不断上涨，上网电价也持续升高。1997年，为避免电价上涨过快，同时我国电力供需矛盾形势有所缓和，我国上网电价机制由“还本付息电价”转为“经营期电价”，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定上网电价，统筹考虑了引导电源投资与抑制电价水平的上涨。2002年，国务院以“国发〔2002〕5号文件”下发《电力体制改革方案》，电力工业开始进行厂网分开、主辅分离，2003年7月，国务院办公厅《关于印发电价改革方案的通知》（国发办〔2003〕62号）提出了上网电价、输配电价、销售电价的改革目标和电价管理原则，而后随之出台了相关的配套实施办法，我国燃煤上网电价开始实行事前核定“标杆电价”。需要说明的是，直到2023年5月国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），才标志着上网电价与输配输电价彻底分离，按照顺价模式向用户侧传导。

2019年10月，国家发展改革委下发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制转为“基准价+上下浮动”的市场化机制，浮动比例定为上浮10%、下浮15%。而后煤价出现急剧上涨。2021年10月，国家发展改革委发布《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），放开所有燃煤发电进入市场，同时将浮动比例调整为上下浮动20%。需要强调的是，此前说的市场化价格是指中长期交易价格，价格形成机制的本质依然为“政府核定的基准价+政府设定的浮动比例”，并没有实现由供需定价的真正市场化。

电力现货市场建设后，电能量价格由系统根据发电侧申报量价信息及用户侧申报数据（或者负荷预测数据），以发电成本最小化为目标计算得出，价格形成机制为供需定价，发生了本质性变化，上网电价按照电力商品的不同维度属性开始细化，由“综合性上网电价”向“电能量+调节+有效容量”电价体系转变。在我国能源结构绿色低碳转型过程中，低边际成本的风电、光伏发电量大量挤占火电发电空间，随着火电利用小时数的下降，火电回收变动成本越来越困难，直接影响到火电投资的积极性，加上前些年“去煤电运动”的影响，煤电装机增速远低于我国最大负荷增速。风电、光伏“靠天吃饭”的特性叠加火电装机容量的不足，使得我国电力供应处于“整体供需处于平衡、部分时段供应存在缺口”的状态。2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单独结算，通过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转变。而对于电力商品的调节价值则依靠辅助服务市场定价，但是当前辅助服务市场在部分地区承担着调节不同电源收益、扶持新兴产业等各种功能，与发挥电力系统调节价值毫不相干，近年来，辅助服务费用规模也在不断无序扩大，为此，2024年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），对辅助服务市场进行全流程的规范，使辅助服务价格回归至调节价值本身。至此，电力商品“电能量+调节+有效容量”的价格体系在国家政策层面予以确定，发电侧上网电价市场化形成机制的顶层设计完成闭环。

上网电价市场化形成机制尚需优化

目前，上网电价市场化形成机制的真正实现还存在以下三个方面的问题。

一是电力现货市场价格信号尚未完全释放。自“中发9号文”印发已经过了九年，我国电力现货市场运行经过了长时间的实践，目前几乎在全国范围内都运行过现货市场，国家层面也根据国际经验与国内实践情况出台了统一的《电力现货市场基本规则》。但是时至今日，仅有一批试点中的五个省份实际进行长周期结算试运行，大部分地区发电侧依旧执行中长期交易价格。而在现货实际运行的省份中，发电侧年度、月度中长期合同依然需要覆盖约90%以上的上网电量，但是中长期交易开展时间与实时的现货市场时间间隔较长，中长期交易价格与反映实际供需的电力现货市场出清价格会有一定偏离。在实际结算中，“中长期合同电量”将现货市场出清价格信号稀释得所剩无几，使得电力现货市场价格信号对调动发电侧资源效果有限，价格信号难以发挥调节供需、引导规划的作用。特别是部分省份在市场规则中设定了各种超额获利回收机制，以中长期交易价格、电量为锚点，对于响应市场价格信号的发电企业进行一定的“罚款”，进一步降低电力现货市场的实际作用。

二是存在大量边界条件，影响市场价格。电力现货市场采用基于供需定价的市场出清模型，市场出清价格为市场均衡价格，即电力商品的供给曲线与需求曲线相交时的价格，也就是电力商品的市场供给量与市场需求量相等，商品的供给价格与需求价格相等时的价格。在这个过程中，电力商品的供需曲线与需求曲线相互作用，形成真实反映市场供需的价格。如果存在大量的边界条件，就会造成供给与需求偏离实际（主要是部分主体未入市，造成供给与需求的缺失），市场的均衡价格就会随之发生偏离。对于供给侧而言，存在大量的保量保价收购的新能源电量，尤其是打着“户用光伏”名义、以全额上网方式消纳的虚假分布式发电量也在大规模发展，不入市的新能源占据了一部分供给空间；在跨省跨区交易中，受端省份为了降低电价，会在发电资源大省以低价购买大量电量，这部分合同电量采用物理执行的方式，在受端电力供大于求时也会强行送电，相当于强行塞给受端省份一部分电力供给，使得受端市场的供给曲线左移，同样，这部分电量对送端而言则是加大了需求，使得送端市场的需求曲线右移，不仅影响市场出清价格，还会影响两端电力平衡。

三是部分政策未能落实到位。举个例子，原来一千瓦时煤电价值0.5元，现在用户在电能量市场中支付0.45元，通过系统运行费支付0.03元的容量价值、0.02元的辅助服务价值，用户并没有多支付费用。当然，所说的容量价值是针对用户侧电价而言，实际上容量电费是根据机组的整体装机来进行定价的，在发电侧有容量电费的概念，但是没有度电容量电费的概念，因为不同机组在市场中的发电量是不确定的，把容量电费均匀地分摊到每一千瓦时电量中毫无意义。不过，由于煤电容量电价政策今年首次实行，系统运行费用是在电能量市场外向用户侧收取的费用，为了政策的实施不对电力商品价格产生较大的冲击，各地在中长期交易中均通过限制煤电“电能量电费+容量电费”不超过原本电价上限对应的电能量电费的方式，来控制用户侧用电价格的稳定，即“度电容量费用+电能量价格”不超过基准价上浮20%的限制。今年是容量电价政策推出的初期，实际并没有真实体现有效容量价值，更多的是在普及容量电价政策的概念，帮助市场经营主体更好地理解市场环境下的电力商品价格体系，顶层设计的思路并没有出现错误，但是在实际执行的过程中，部分地方政府给出的容量预估电价却超过了发电企业真实拿到的容量电费，通过“放大容量电费”的方式来缩减电能量电价空间或者干脆在推行容量电价时直接要求发电侧“降价让利”，变相干预了市场价格，引起部分省份发电侧上网电价偏离了市场实际，不仅损坏了政府信誉，还会使容量电价政策效果达不到预期。

如何优化上网电价市场化形成机制

自“中发9号文”印发至今，建立发电侧上网电价体系已经有了较为完善的体制机制设计，下一步的重点还是促进体制机制的落地。

一是有效释放现货市场价格信号。山西、广东电力现货市场运行时间最长，并且已经由试运行成功转为正式运行，蒙西、山东、甘肃市场也均基本具备转正式运行的条件，“转正”只是时间问题。大量市场运行实践证明通过现货市场发现价格信号的正确性和必要性，今年各地现货市场试运行时间越来越长、频次越来越高，电力现货市场建设呈现一派欣欣向荣的景象。当然，各地现货市场建设进度不一，也存在市场建设进程减慢的省份，下一步应激励所有省份开展现货市场建设，各地齐头并进，为全国统一市场体系建设打牢基础。同时在电力现货运行地区可考虑逐步适当放宽中长期签约比例的限制，允许发电企业根据自身经营习惯自主选择签约比例，将更多的发电量暴露在电力现货市场中接受市场价格，通过释放反映实际供需的上网电价，引导发电侧参与调节电力平衡，促进电力系统的安全稳定运行。最重要的一点就是，在高峰高价、低谷低价的上网电价激励下，发电机组在负荷高峰期间顶峰发电、低谷调峰，自然会引发实际发电量与中长期合同的偏差，偏差越大说明机组响应价格信号越好，越有利于系统平衡，所以对于偏差部分执行“获利回收”并没有道理，按照电力现货市场运行进程，地方政府应及时取消“获利回收”机制，真正释放市场化上网电价的引导作用。

二是发现反映市场供需的价格。电力现货市场是基于供需平衡的市场，在任一时间节点，任何发电主体与负荷都有系统平衡的经济责任，应加快推动发电侧和用户侧所有电量参与现货市场，形成对应并且完整的电力供需。目前，大部分新能源企业上网电价机制由市场化部分与保障收购部分形成，建议将“保障机制”放到场外，推动新能源全电量参与市场竞争，根据市场电价与原有保障电价的差值进行场外补偿。在新能源价格稳定的前提下，将新能源上网电价机制进行市场化改革，同时应规范分布式新能源的发展，明确分布式电源定义，对“全额上网”的分布式电源按照集中式电源类型进行管理，避免新能源上网电价机制覆盖范围的缺失。优化跨省跨区电力交易，在送端省份电力供应较受端更加紧张时，允许送端发电企业通过在受端采购低价电量进行中长期合同履约。

三是加快落实顶层设计构想。虽然顶层设计的落实不是一蹴而就的，但也不能一直悬在空中，过渡机制的存在是为了更好地推动政策的落实，但是过渡机制绝不能成为政策推行的阻碍。煤电容量电价是在电力系统有效容量不足的背景下，用于解决实际问题的政策，如果过渡期一直存在，那么实际问题也将一直得不到解决，并且若过渡期过长，则会为市场经营主体传输一种“容量电价本来就应该这样”的错误概念，政策的落实将会变得更加困难。其实一年的时间已经足够用户侧深入理解煤电容量电价的内涵，2025年应将煤电容量电价进行深化，将容量电价与发电量进行“解绑”，容量电费按照容量补偿机制规则计算，电能量价格按照市场竞争确定，两者互不干扰，电价体系也逐步得到了完善，有助于电力体制机制改革的整体推进。