中國儲能網(wǎng)訊：從統(tǒng)購統(tǒng)銷到引入競爭，從固定電價到市場化定價，電價改革作為電改的關(guān)鍵一環(huán)，十年來持續(xù)向縱深推進，目前初步建立起“能漲能跌”的市場化電價體系。
十年來，我國初步完成煤電上網(wǎng)電價市場化改革，平穩(wěn)推進新能源發(fā)電上網(wǎng)電價走向市場。其間，取消工商業(yè)目錄銷售電價，建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度，并開展輸配電定價成本監(jiān)審和價格核定，電價結(jié)構(gòu)更合理、功能定位更清晰、激勵約束機制更健全。
未來，隨著價格機制不斷完善，市場化電價將在優(yōu)化電力資源優(yōu)化配置、推動新能源消納等方面發(fā)揮更關(guān)鍵的作用。
■■ 價格體系體現(xiàn)電力多元價值
十年來，我國輸配電領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)歷史性跨越，構(gòu)建了一套完善、高效的輸配電價機制和制度框架，遵循“準(zhǔn)許成本+合理收益”原則，完成三輪監(jiān)管周期的輸配電價核定工作。在此過程中，全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，創(chuàng)新性建立煤電容量電價機制，將煤電價格體系由單一制升級為兩部制。在此框架下，電量電價交由市場調(diào)節(jié)，容量電價有效回收部分固定成本，有效推動煤電行業(yè)向基礎(chǔ)保障性與系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。
廈門大學(xué)中國能源經(jīng)濟研究中心教授孫傳旺接受《中國能源報》記者采訪時表示，2015—2017年是我國電力市場框架構(gòu)建期，以輸配電價獨立核算為突破口，通過“準(zhǔn)許成本+合理收益”核定省級電網(wǎng)輸配電價，打破電網(wǎng)企業(yè)“購銷價差”模式。售電側(cè)開放率先在廣東試點，社會資本涌入催生多元經(jīng)營主體，中長期交易規(guī)則初步建立，市場化交易電量占比從2016年的19%提升至2017年的26%。“此階段通過制度設(shè)計穩(wěn)定市場預(yù)期，為后續(xù)改革奠定基礎(chǔ)?！?
在關(guān)鍵的歷史節(jié)點，為加速構(gòu)建一個能敏銳反映電力供求變化、與市場化交易機制有機銜接的價格形成體系，國家發(fā)改委2019年出臺《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見》，將沿用多年的燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制，轉(zhuǎn)變?yōu)椤盎鶞?zhǔn)價+上下浮動”的市場化電價模式，各地燃煤發(fā)電企業(yè)紛紛投身電力市場交易。
2021年，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍。這一舉措，不僅推動工商業(yè)用戶全面融入市場，更取消工商業(yè)目錄銷售電價，建立了代理購電制度。“這一政策明確擴大市場交易電價上下浮動范圍至±20%，并允許高耗能企業(yè)電價不受限，通過價格信號引導(dǎo)發(fā)電企業(yè)靈活應(yīng)對燃料成本波動，例如在煤炭價格高漲時，通過電價上浮覆蓋成本，有效避免企業(yè)長期虧損?！睂O傳旺表示。
隨著工商業(yè)用戶電價由目錄電價轉(zhuǎn)向市場化定價，國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，十年來由電網(wǎng)企業(yè)代理6000萬家中小工商業(yè)用戶參與市場，通過市場化方式形成價格，實現(xiàn)平穩(wěn)入市。
以甘肅省為例，2021年該省在全國率先取消大工業(yè)目錄電價，調(diào)整農(nóng)業(yè)排灌和高揚程提灌用電價格，優(yōu)化峰谷分時電價政策，壓減中小企業(yè)用戶電費支出，降低生產(chǎn)成本，大工業(yè)用戶全部進入電力市場。同年，甘肅省內(nèi)雙邊現(xiàn)貨市場開始結(jié)算試運行，促進新能源消納、推動電力市場化改革，并放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，甘肅工商業(yè)用戶全部進入電力市場。
為適應(yīng)煤電功能加快轉(zhuǎn)型需要，2023年11月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》，自2024年1月1日起實行煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策，標(biāo)志著新型電力系統(tǒng)中體現(xiàn)電力多元價值的價格體系逐漸建立，有效推動煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。
“煤電容量電價機制將煤電機組固定成本通過容量電價回收，由工商業(yè)用戶按用電量分?jǐn)偂Ｍㄟ^加強容量電價與機組固定成本、電量電價與燃料市場成本掛鉤，以保障煤電調(diào)峰價值收益?！睂O傳旺表示，2021—2025年是全國統(tǒng)一市場建設(shè)期。2022年《加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》發(fā)布，推動多層次市場耦合，煤電“電量電價+容量電價”兩部制改革落地，2億千瓦煤電機組完成靈活性改造。
依照要求，2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例要提升至不低于50%。“政府核定的容量定價水平影響煤電機組收益，未來，政策應(yīng)明確容量電價回收固定成本比例的提升節(jié)奏，在保證機組發(fā)電積極性的前提下，穩(wěn)步提升電力系統(tǒng)容量寬裕度、促進煤電靈活性轉(zhuǎn)型?！绷_蘭貝格全球高級合伙人許季剛表示。
■■ 新能源電價市場化改革深入推進
截至2024年底，我國新能源發(fā)電裝機規(guī)模達到14.5億千瓦，首超火電裝機。隨著新能源在電力系統(tǒng)中的占比不斷攀升，其對電價形成機制、市場交易規(guī)則以及電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性提出更高要求。
今年1月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）提出，按照價格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的總體思路，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，旨在推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，實現(xiàn)上網(wǎng)電價市場交易。同時，建立健全支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結(jié)算機制，針對存量和增量項目分類施策。
華北電力大學(xué)教授、北京能源發(fā)展研究基地首席專家譚忠富告訴《中國能源報》記者：“新能源電價先后經(jīng)歷政府綠電補貼、標(biāo)桿上網(wǎng)電價、平價上網(wǎng)和完全市場交易價格的階段。新能源快速發(fā)展已帶來規(guī)模經(jīng)濟效應(yīng)，度電成本出現(xiàn)較大程度下降，若繼續(xù)按照煤電基準(zhǔn)價定價，并由電網(wǎng)全部收購，再由各行各業(yè)用戶分?jǐn)側(cè)啃履茉吹陌l(fā)電成本，已不合適。新能源只有通過市場化競爭報價才會發(fā)現(xiàn)其真實成本，只有通過市場競爭的統(tǒng)一清算價才能促進各競爭主體向低成本樣板看齊，最后轉(zhuǎn)化為促進用戶電價下降。”
“136號文頒布，我國新能源產(chǎn)業(yè)踏上從‘保障性收購’到‘市場化交易’的轉(zhuǎn)軌運行發(fā)展之路?！彪娏π袠I(yè)資深人士趙克斌表示，在電改大潮與電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的深水區(qū)，我國正面臨雙重考驗?！耙环矫妫姼脑驹趥鹘y(tǒng)能源架構(gòu)上穩(wěn)步推進，但新能源大規(guī)模介入，尤其波動性為市場穩(wěn)定帶來前所未有的挑戰(zhàn)。另一方面，隨著新能源融入，電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力備受考驗，傳統(tǒng)火電與水電調(diào)節(jié)手段向‘源網(wǎng)荷儲’互動轉(zhuǎn)型，才會更好地應(yīng)對新能源帶來的沖擊?！?/strong>
鑒于此，新能源的廣泛融入促使我國開始深入探討電能量市場、容量市場以及輔助服務(wù)市場的構(gòu)建問題，并形成清晰的方向性認(rèn)識。同時，電力價值結(jié)構(gòu)的重塑明確劃分為三大價值維度：電能量價值、調(diào)節(jié)容量價值、輔助服務(wù)價值。
隨著新能源電價市場化改革的深入推進，未來電力市場將更加注重價格信號對資源配置的引導(dǎo)作用。事實上，十年來，各區(qū)域?qū)τ陔妰r體系創(chuàng)新探索不斷涌現(xiàn)。國家能源局提供的資料顯示，南方區(qū)域創(chuàng)新建立了省間增量水電的階梯市場電價體系，考慮豐枯引導(dǎo)和消納能力約束的水電階梯價格機制。2019年，創(chuàng)新提出基于省間送電峰谷電力曲線的差異化價格機制，推動低谷時段富余增送水電進一步降價，進一步體現(xiàn)電力市場的時空價值，低谷時段富余水電較基準(zhǔn)時段降價0.02元。這些舉措，標(biāo)志著南方區(qū)域省間送電機制向引導(dǎo)時空價值差異的方向邁出重要一步。
■■ 持續(xù)完善市場價格機制
對于煤電企業(yè)尚面臨的燃料成本波動與電價市場化改革不匹配問題，孫傳旺建議，完善市場化電價形成機制，推動全電量參與市場競爭，擴大電價浮動范圍，強化價格信號作用。同時，構(gòu)建多層次市場體系，提升輔助服務(wù)價值?！爱?dāng)前容量電價僅覆蓋煤電固定成本的30%—50%，難以支撐企業(yè)長期運營，需優(yōu)化容量電價補償標(biāo)準(zhǔn)，逐步過渡至容量市場機制，將靈活性調(diào)節(jié)能力納入補償范圍。此外，還要打破‘雙軌制’壁壘，推進全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)?！?
在業(yè)內(nèi)人士看來，未來各方要通過進一步完善市場交易規(guī)則和價格機制，促進新能源與傳統(tǒng)能源協(xié)同發(fā)展，提升電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和韌性。
譚忠富指出，傳統(tǒng)能源為主體時期，現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場的價格曲線與負(fù)荷曲線具有一致性。新能源為主體時期，發(fā)電與用電兩側(cè)呈現(xiàn) “雙隨機”特性，發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格曲線與負(fù)荷曲線的一致性被打破，市場價格走勢反而由新能源發(fā)電出力反向主導(dǎo)，即新能源出力越多，結(jié)算價格越低。由于新能源出力存在集聚效應(yīng)即“一發(fā)聚發(fā)”“一無聚無”，對現(xiàn)貨市場價格產(chǎn)生反向的沖擊，不利于自身經(jīng)營效益穩(wěn)定，所以各新能源主體需對其經(jīng)營模式進行戰(zhàn)略思考。
“可與儲能打捆報價，在現(xiàn)貨市場獲得價差套利，也可以彌補申報的出力曲線偏差，減少偏差考核，即減少輔助費用的分?jǐn)?，還可以聯(lián)合客戶需求響應(yīng)、儲能組建虛擬電廠，參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場繼而獲得收益。”譚忠富解釋。
在孫傳旺看來，電改喚醒了電力商品屬性，市場供需關(guān)系成為電價決定機制。“這一變革對發(fā)電企業(yè)而言，既是挑戰(zhàn)也是機遇?！笔紫?，競爭版圖重塑——雖然傳統(tǒng)火電仍居主體之位，但新能源發(fā)電市場份額飛速攀升；國有發(fā)電巨頭依靠資源優(yōu)勢保持領(lǐng)先，而民營與外資企業(yè)則憑借靈活的策略搶占新能源市場。其次，盈利圖譜調(diào)整——市場化交易浪潮下，“市場電”與“計劃煤”的矛盾如同剪刀差，削減部分煤電企業(yè)的利潤空間，煤企轉(zhuǎn)型壓力加大；反觀新能源發(fā)電企業(yè)，在政策引導(dǎo)和資金補貼下提升營業(yè)利潤，傳統(tǒng)與新能源發(fā)電企業(yè)的業(yè)績走勢呈現(xiàn)明顯分化。
“再次，企業(yè)發(fā)展策略的轉(zhuǎn)舵——企業(yè)紛紛涉足現(xiàn)貨、中長期、輔助服務(wù)等多領(lǐng)域交易，構(gòu)建價格對沖機制。傳統(tǒng)企業(yè)朝著‘煤電+新能源+綜合能源’的多元發(fā)展模式轉(zhuǎn)型?！睂O傳旺表示，最后是電網(wǎng)企業(yè)的角色轉(zhuǎn)換——在電力市場新秩序中，正從傳統(tǒng)輸電者轉(zhuǎn)變?yōu)楦又悄?、高效、服?wù)的電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)者。
值得注意的是，隨著市場化發(fā)展，在新能源大規(guī)模接入、供需關(guān)系改變時，零電價、負(fù)電價、極高電價不時出現(xiàn)。
中國社科院能源經(jīng)濟研究中心副主任馮永晟接受《中國能源報》記者采訪時指出，負(fù)電價現(xiàn)象在新能源比重日益增加的電力市場中愈發(fā)常見，雖然可能會削弱新能源項目的投資回報率，但也傳遞了重要的市場信息。
“負(fù)電價現(xiàn)象是電力市場供需關(guān)系的自然反映，電價機制設(shè)計應(yīng)旨在平衡發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟性和市場信號的傳遞，同時考慮到長期市場動態(tài)對新能源投資收益率的影響。”馮永晟指出，機制設(shè)計應(yīng)考慮兩方面，一是市場預(yù)期管理，通過政策引導(dǎo)和市場信息透明化，管理市場對未來電價的預(yù)期。二是激勵兼容性，確保市場機制能夠激勵新能源投資，同時考慮到系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。
