中國儲能網訊：在我國電力行業(yè)發(fā)展過程中，發(fā)電側上網電價幾經轉變，可以說，上網電價的轉變就是我國電力行業(yè)發(fā)展的轉折點，無論是計劃體制下或者是市場體制下，上網電價形成機制均背負著厚重的歷史責任，也發(fā)揮著重大作用，甚至可以直接用于宏觀調控。在當前建立新型電力系統(tǒng)、推動電源結構綠色低碳轉型的背景下，發(fā)電側上網電價形成機制也需要進一步的設計及優(yōu)化。
發(fā)電側電價體系變化
發(fā)電側上網電價形成機制始終貫穿我國電力行業(yè)的發(fā)展過程，甚至可以說上網電價形成機制的變化占據了我國電力行業(yè)發(fā)展的核心地位，上網電價在不同階段主要經歷了“先橫向后縱向”的變化。
以電力現(xiàn)貨市場建設為分界，在這之前，我國發(fā)電側上網電價主要經歷橫向的發(fā)展變化。1985年后，改革開放促進了我國經濟的高速發(fā)展，為了調動各方特別是社會資本投資電力工業(yè)的積極性，我國打破“完全管制電價”的制度，采用了“還本付息”電價機制，利用貸款建設的集資電廠或機組在還本付息期間，按照成本、稅金、具有還本付息能力和獲取合理利潤的原則核定上網電價，電力工業(yè)得到發(fā)展。但是伴隨著發(fā)電投資成本的不斷上漲，上網電價也持續(xù)升高。1997年，為避免電價上漲過快，同時我國電力供需矛盾形勢有所緩和，我國上網電價機制由“還本付息電價”轉為“經營期電價”，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定上網電價，統(tǒng)籌考慮了引導電源投資與抑制電價水平的上漲。2002年，國務院以“國發(fā)〔2002〕5號文件”下發(fā)《電力體制改革方案》，電力工業(yè)開始進行廠網分開、主輔分離，2003年7月，國務院辦公廳《關于印發(fā)電價改革方案的通知》（國發(fā)辦〔2003〕62號）提出了上網電價、輸配電價、銷售電價的改革目標和電價管理原則，而后隨之出臺了相關的配套實施辦法，我國燃煤上網電價開始實行事前核定“標桿電價”。需要說明的是，直到2023年5月國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號），才標志著上網電價與輸配輸電價徹底分離，按照順價模式向用戶側傳導。
2019年10月，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》，將燃煤發(fā)電標桿上網電價和煤電聯(lián)動機制轉為“基準價+上下浮動”的市場化機制，浮動比例定為上浮10%、下浮15%。而后煤價出現(xiàn)急劇上漲。2021年10月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），放開所有燃煤發(fā)電進入市場，同時將浮動比例調整為上下浮動20%。需要強調的是，此前說的市場化價格是指中長期交易價格，價格形成機制的本質依然為“政府核定的基準價+政府設定的浮動比例”，并沒有實現(xiàn)由供需定價的真正市場化。
電力現(xiàn)貨市場建設后，電能量價格由系統(tǒng)根據發(fā)電側申報量價信息及用戶側申報數據（或者負荷預測數據），以發(fā)電成本最小化為目標計算得出，價格形成機制為供需定價，發(fā)生了本質性變化，上網電價按照電力商品的不同維度屬性開始細化，由“綜合性上網電價”向“電能量+調節(jié)+有效容量”電價體系轉變。在我國能源結構綠色低碳轉型過程中，低邊際成本的風電、光伏發(fā)電量大量擠占火電發(fā)電空間，隨著火電利用小時數的下降，火電回收變動成本越來越困難，直接影響到火電投資的積極性，加上前些年“去煤電運動”的影響，煤電裝機增速遠低于我國最大負荷增速。風電、光伏“靠天吃飯”的特性疊加火電裝機容量的不足，使得我國電力供應處于“整體供需處于平衡、部分時段供應存在缺口”的狀態(tài)。2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），將有效容量價值從電能量價格中剝離，進行單獨定價、單獨結算，通過補償固定成本的方式激勵煤電投資，并推動煤電機組向保障性電源轉變。而對于電力商品的調節(jié)價值則依靠輔助服務市場定價，但是當前輔助服務市場在部分地區(qū)承擔著調節(jié)不同電源收益、扶持新興產業(yè)等各種功能，與發(fā)揮電力系統(tǒng)調節(jié)價值毫不相干，近年來，輔助服務費用規(guī)模也在不斷無序擴大，為此，2024年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號），對輔助服務市場進行全流程的規(guī)范，使輔助服務價格回歸至調節(jié)價值本身。至此，電力商品“電能量+調節(jié)+有效容量”的價格體系在國家政策層面予以確定，發(fā)電側上網電價市場化形成機制的頂層設計完成閉環(huán)。
上網電價市場化形成機制尚需優(yōu)化
目前，上網電價市場化形成機制的真正實現(xiàn)還存在以下三個方面的問題。
一是電力現(xiàn)貨市場價格信號尚未完全釋放。自“中發(fā)9號文”印發(fā)已經過了九年，我國電力現(xiàn)貨市場運行經過了長時間的實踐，目前幾乎在全國范圍內都運行過現(xiàn)貨市場，國家層面也根據國際經驗與國內實踐情況出臺了統(tǒng)一的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》。但是時至今日，僅有一批試點中的五個省份實際進行長周期結算試運行，大部分地區(qū)發(fā)電側依舊執(zhí)行中長期交易價格。而在現(xiàn)貨實際運行的省份中，發(fā)電側年度、月度中長期合同依然需要覆蓋約90%以上的上網電量，但是中長期交易開展時間與實時的現(xiàn)貨市場時間間隔較長，中長期交易價格與反映實際供需的電力現(xiàn)貨市場出清價格會有一定偏離。在實際結算中，“中長期合同電量”將現(xiàn)貨市場出清價格信號稀釋得所剩無幾，使得電力現(xiàn)貨市場價格信號對調動發(fā)電側資源效果有限，價格信號難以發(fā)揮調節(jié)供需、引導規(guī)劃的作用。特別是部分省份在市場規(guī)則中設定了各種超額獲利回收機制，以中長期交易價格、電量為錨點，對于響應市場價格信號的發(fā)電企業(yè)進行一定的“罰款”，進一步降低電力現(xiàn)貨市場的實際作用。
二是存在大量邊界條件，影響市場價格。電力現(xiàn)貨市場采用基于供需定價的市場出清模型，市場出清價格為市場均衡價格，即電力商品的供給曲線與需求曲線相交時的價格，也就是電力商品的市場供給量與市場需求量相等，商品的供給價格與需求價格相等時的價格。在這個過程中，電力商品的供需曲線與需求曲線相互作用，形成真實反映市場供需的價格。如果存在大量的邊界條件，就會造成供給與需求偏離實際（主要是部分主體未入市，造成供給與需求的缺失），市場的均衡價格就會隨之發(fā)生偏離。對于供給側而言，存在大量的保量保價收購的新能源電量，尤其是打著“戶用光伏”名義、以全額上網方式消納的虛假分布式發(fā)電量也在大規(guī)模發(fā)展，不入市的新能源占據了一部分供給空間；在跨省跨區(qū)交易中，受端省份為了降低電價，會在發(fā)電資源大省以低價購買大量電量，這部分合同電量采用物理執(zhí)行的方式，在受端電力供大于求時也會強行送電，相當于強行塞給受端省份一部分電力供給，使得受端市場的供給曲線左移，同樣，這部分電量對送端而言則是加大了需求，使得送端市場的需求曲線右移，不僅影響市場出清價格，還會影響兩端電力平衡。
三是部分政策未能落實到位。舉個例子，原來一千瓦時煤電價值0.5元，現(xiàn)在用戶在電能量市場中支付0.45元，通過系統(tǒng)運行費支付0.03元的容量價值、0.02元的輔助服務價值，用戶并沒有多支付費用。當然，所說的容量價值是針對用戶側電價而言，實際上容量電費是根據機組的整體裝機來進行定價的，在發(fā)電側有容量電費的概念，但是沒有度電容量電費的概念，因為不同機組在市場中的發(fā)電量是不確定的，把容量電費均勻地分攤到每一千瓦時電量中毫無意義。不過，由于煤電容量電價政策今年首次實行，系統(tǒng)運行費用是在電能量市場外向用戶側收取的費用，為了政策的實施不對電力商品價格產生較大的沖擊，各地在中長期交易中均通過限制煤電“電能量電費+容量電費”不超過原本電價上限對應的電能量電費的方式，來控制用戶側用電價格的穩(wěn)定，即“度電容量費用+電能量價格”不超過基準價上浮20%的限制。今年是容量電價政策推出的初期，實際并沒有真實體現(xiàn)有效容量價值，更多的是在普及容量電價政策的概念，幫助市場經營主體更好地理解市場環(huán)境下的電力商品價格體系，頂層設計的思路并沒有出現(xiàn)錯誤，但是在實際執(zhí)行的過程中，部分地方政府給出的容量預估電價卻超過了發(fā)電企業(yè)真實拿到的容量電費，通過“放大容量電費”的方式來縮減電能量電價空間或者干脆在推行容量電價時直接要求發(fā)電側“降價讓利”，變相干預了市場價格，引起部分省份發(fā)電側上網電價偏離了市場實際，不僅損壞了政府信譽，還會使容量電價政策效果達不到預期。
如何優(yōu)化上網電價市場化形成機制
自“中發(fā)9號文”印發(fā)至今，建立發(fā)電側上網電價體系已經有了較為完善的體制機制設計，下一步的重點還是促進體制機制的落地。
一是有效釋放現(xiàn)貨市場價格信號。山西、廣東電力現(xiàn)貨市場運行時間最長，并且已經由試運行成功轉為正式運行，蒙西、山東、甘肅市場也均基本具備轉正式運行的條件，“轉正”只是時間問題。大量市場運行實踐證明通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格信號的正確性和必要性，今年各地現(xiàn)貨市場試運行時間越來越長、頻次越來越高，電力現(xiàn)貨市場建設呈現(xiàn)一派欣欣向榮的景象。當然，各地現(xiàn)貨市場建設進度不一，也存在市場建設進程減慢的省份，下一步應激勵所有省份開展現(xiàn)貨市場建設，各地齊頭并進，為全國統(tǒng)一市場體系建設打牢基礎。同時在電力現(xiàn)貨運行地區(qū)可考慮逐步適當放寬中長期簽約比例的限制，允許發(fā)電企業(yè)根據自身經營習慣自主選擇簽約比例，將更多的發(fā)電量暴露在電力現(xiàn)貨市場中接受市場價格，通過釋放反映實際供需的上網電價，引導發(fā)電側參與調節(jié)電力平衡，促進電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。最重要的一點就是，在高峰高價、低谷低價的上網電價激勵下，發(fā)電機組在負荷高峰期間頂峰發(fā)電、低谷調峰，自然會引發(fā)實際發(fā)電量與中長期合同的偏差，偏差越大說明機組響應價格信號越好，越有利于系統(tǒng)平衡，所以對于偏差部分執(zhí)行“獲利回收”并沒有道理，按照電力現(xiàn)貨市場運行進程，地方政府應及時取消“獲利回收”機制，真正釋放市場化上網電價的引導作用。
二是發(fā)現(xiàn)反映市場供需的價格。電力現(xiàn)貨市場是基于供需平衡的市場，在任一時間節(jié)點，任何發(fā)電主體與負荷都有系統(tǒng)平衡的經濟責任，應加快推動發(fā)電側和用戶側所有電量參與現(xiàn)貨市場，形成對應并且完整的電力供需。目前，大部分新能源企業(yè)上網電價機制由市場化部分與保障收購部分形成，建議將“保障機制”放到場外，推動新能源全電量參與市場競爭，根據市場電價與原有保障電價的差值進行場外補償。在新能源價格穩(wěn)定的前提下，將新能源上網電價機制進行市場化改革，同時應規(guī)范分布式新能源的發(fā)展，明確分布式電源定義，對“全額上網”的分布式電源按照集中式電源類型進行管理，避免新能源上網電價機制覆蓋范圍的缺失。優(yōu)化跨省跨區(qū)電力交易，在送端省份電力供應較受端更加緊張時，允許送端發(fā)電企業(yè)通過在受端采購低價電量進行中長期合同履約。
三是加快落實頂層設計構想。雖然頂層設計的落實不是一蹴而就的，但也不能一直懸在空中，過渡機制的存在是為了更好地推動政策的落實，但是過渡機制絕不能成為政策推行的阻礙。煤電容量電價是在電力系統(tǒng)有效容量不足的背景下，用于解決實際問題的政策，如果過渡期一直存在，那么實際問題也將一直得不到解決，并且若過渡期過長，則會為市場經營主體傳輸一種“容量電價本來就應該這樣”的錯誤概念，政策的落實將會變得更加困難。其實一年的時間已經足夠用戶側深入理解煤電容量電價的內涵，2025年應將煤電容量電價進行深化，將容量電價與發(fā)電量進行“解綁”，容量電費按照容量補償機制規(guī)則計算，電能量價格按照市場競爭確定，兩者互不干擾，電價體系也逐步得到了完善，有助于電力體制機制改革的整體推進。
