我国电价机制改革的回顾与展望

01

电力商品特性

计划与市场的关系是经济体制改革的核心，在电力体制改革中，处理好两者关系尤为关键。计划和市场都是经济手段，电力体制改革的目标是实现电力的经济性、清洁性、可靠性三者统一，这既需要计划的手段，也需要市场的手段。很多人认为，市场经济活动分为两方面，一方面是政府调节或计划调节，另一方面是市场。而笔者认为，计划和市场都是覆盖全部经济活动的，不管是政府的调控措施，还是市场的调节手段，都针对全部经济活动。

市场交易离不开政府，政府的规制必须尊重市场规律。利益主体越多元，越需要市场调节。如果政府不尊重市场规律，会遭到反噬。同时，市场交易规则也不是一成不变的，政府需要根据市场交易情况不断完善优化规则，只有这样，经济活动才能有效运行。

电力商品和普通商品有很大不同。

从物理学特性看，主要体现在三个方面：首先是系统性，电力商品是以系统整体形式出现的，是由发电、变电、输电、配电、用电等环节组成的电力生产、输送和消费的系统。其次是同时性，电力系统必须是生产、输送、使用瞬间同时完成，发电机的出力曲线与用户的负荷曲线必须实时平衡；即使有了储能，也是储能参与了曲线平衡，而不是有了储能就改变了实时平衡的特点。第三是整体性，电力系统需要通过调度运行机构，实时调节不同发电机组的出力和不同用户负荷，实现动态平衡。

从经济学特性看，主要体现在五个方面：第一，电力难以直接体验，不同时间、不同电压等级的电的价值实质上是不同的，但因为用户难以直观感受，往往把电假定为“同质商品”；第二，电力需求是衍生需求，用户不直接用电，而是使用电带来的能量，且一旦“电气化”，就很难退回其他能源形式；第三，替代弹性很小，这意味着价格过度上涨时，不一定会抑制需求；第四，边际成本几乎为零，不仅仅新能源发电边际成本几乎为零，电力系统多供应一度电的成本也几乎为零，这导致电力市场价格可能极高或极低；第五，电力商品的公共和私人品特性交织，电力辅助服务、系统调节能力的受益者是全体用户，难以找到明确的直接受益者。

电力体制改革的发展和演进基于电力商品的基本特性。电力商品的特性决定了电力最初为发、输、配一体化的商品供应方式，通过大规模供应，带来成本不断下降，使电力逐渐成为普遍的公共服务。经过一段时间的发展，规模经济降本遇到发展瓶颈，自然垄断和“管制俘虏”造成成本提升。后来，经济学家们认识到电力可以分为可竞争环节和自然垄断环节，由此开启了市场化改革的进程。不少国家于20世纪80年代末至90年代初开启电力市场化改革，中国也于2002年开启了以“厂网分开”为主要标志的市场化改革。

一体化供应的各个环节分开，有助于提升单个环节的效率，但不同环节之间协调的交易成本会上升。比如，早期在电力库模式下的英国，发电企业可能利用市场力操纵价格。在美国电改初期，竞争导致价格下降，进而引发投资不足，后续又因批发价格飙升催生容量市场。当前，能源转型带来新的电力供需不确定性。我国一方面要进行市场化改革，一方面要推进能源转型，电力市场建设面临更多独特挑战，不能简单地复制国外经验。

首先，电力商品内涵更复杂。除电能量外，电力辅助服务和系统调节能力难以简单适用商品交换的逻辑，需采取费用分摊方式，但分摊对象、分摊规则难以达成共识。

其次，我国拥有超大规模的电力系统，包含跨省跨区电网、区域电网、省级电网，以及改革中产生的地方电网和增量配电网，还有现在不断涌现的各种微电网和源网荷储一体化项目，从大到小，电力系统结构非常复杂。

第三，基于传统经济学理论设计的电力现货市场节点电价机制，在新能源占比高、价格替代弹性小的情况下，可能频繁出现畸低、畸高电价，单靠现货市场价格信号无法提供长期投资激励。

我国尚未形成较为稳定的电力消费规律。欧美国家电力市场化发生在电力需求基本达峰时期，价格信号主要是调节边际波动。而我国工业化、城市化正在加速推进，电气化呈现新的特征，需求高速增长与低碳转型交织。近年来，电力消费弹性系数变化剧烈，尚未形成较为稳定的规律，导致发电企业、售电公司签订交易合同时难以准确预测，带来较大交易风险。

02

中国电改40年：价格视角（1985—2025年）

中国电力体制改革大致可以分为五个时期。第一个时期，从分散鼓励办电到组成联合大电网。1985年，国务院印发《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，实行多种电价、多种投资方式，鼓励各方投资电厂，重点解决投资不足问题。第二个时期，成立国家电力公司，推进“两改一同价”，电力定价一定程度上呈集中态势。第三个时期，顺应全世界电力市场化改革风潮，推进厂网分开。2002年，将国家电力公司拆分为2家电网企业和5家中央发电企业，近年来，其他中央发电企业、地方发电企业、民营发电企业蓬勃发展，发电侧形成较为激烈的竞争格局。但因发电侧竞争难以向销售侧传导，竞价上网转向“标杆电价”，并实施煤电价格联动机制。第四个时期，以《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，简称“9号文”）及其配套文件为标志，核心是通过“三放开、一独立、三强化”，构建“放开两头、管住中间”的体制架构，确立输配电价规则，逐步推动各种主体进入电力市场，同时完善市场规则。第五个时期，电力市场规则基本成型。2021年后市场规则框架逐步建立，目标是2025年建成全国统一电力市场体系。国家能源局近期发布“1+6”电力市场规则体系，制度框架基本完善。各地现货市场陆续转正运行。

与电力体制改革相适应，电价管理也不断演进。建国初期，电力由中央政府定价监管。1952年，中国建立了由中央政府管理电价的体制。1985年，中央政府开始改革，向地方放开部分权限，鼓励集资办电，地方招商建设的独立发电厂由地方制定单独的上网电价。针对地方电厂电价偏高的情况，1995年开始，中央又逐步上收了定价权，继续维持由中央政府价格部门制定电价的格局。2002年进行电力体制改革后，虽实行厂网分开，但维持了统购统销的经营模式，相应制定上网电价、销售电价，没有针对电网环节设置独立的输配电价。

在发输配售一体化运营的模式下，按照弥补成本并获得合理收入的原则，确定销售电价总水平，再分配到不同用户，操作比较简单，但是电价并不透明，难以发挥市场机制的作用。后来，价格部门将基于企业现金流量表的经营期定价，改为以省为单位、以不同企业的平均成本而不是企业的个别成本为基础，制定了“标杆电价”，并通过煤电价格联动，反映一次能源价格波动；2016年，价格部门将标杆电价改为基准电价，推动燃煤发电进入市场，以基准价为基础，在一定范围内实行浮动，从而在2021年，推动燃煤发电电量原则上全部进入市场。

这一时期，我国大力发展新能源，为此，电价机制也作了一些调整。支持新能源发展电价机制理论上有三种模式。一种是政府制定支持性价格，用价格直接刺激发展；一种是政府确定发展规模，通过拍卖形成价格；还有一种是政府强制规定消费配额，即强制绿证，通过市场交易形成“绿电溢价”。我国经过各种尝试，在新能源发展初期，主要以固定上网电价，即含补贴的“标杆电价”刺激发展；新能源规模发展到一定程度，补贴退坡，开始转向通过绿证体现绿色价值，从“标杆电价”加财政补贴转向“市场电价”加绿证收入。2025年，“136号文”印发推动新能源完全市场化，新能源项目通过场外机制结算保障一部分成本回收，收益完全由市场决定。

改革的目标，就是在竞争性环节建立竞争性市场。英国、北欧等早期推行的强制电力库，消费者缺乏自由选择的空间，发电企业也容易操纵价格。现在，双边交易模式成为主流，但这种模式规则设计非常复杂、精巧，且需配套实时平衡市场和辅助服务市场，又容易诱发短期行为，造成投资不足，为此还要建设备用容量市场，同时系统平台需要辅助服务费用分摊，电价形式更加复杂。

笔者认为，在自然垄断环节，需要建立独立输配电价体系。输配电价改革已历经三个监管周期，即将进入第四监管周期。从最早的“邮票法”起步，以省为单位同网同价，逐步探索解决偏远地区、远距离输电成本分摊问题，在原有基础上增加专项接入价格、可靠性价格及可中断价格。准许收入可以向用户收取，也可以考虑向发电企业收取，这是未来的一个改革思路。

经过改革，现在形成了“市场交易电价+线损费用+输配电价+系统运行费用（包括抽水蓄能容量费用、煤电容量费用、辅助服务费用等）+政府性基金及附加=终端用户价格”这样的新电价格局。

03

改革下一步：为调节能力定价

我国电力体制改革进行到现在，输配电价规则、电力市场交易规则“四梁八柱”已基本成型，未来主要考虑如何优化。然而，随着新型电力系统建设和能源转型推进，改革下一步的关键是要为调节能力定价。因为未来电力系统最稀缺的不是电能量，而是调节能力。

第一，建设风电、光伏，还需建设与之匹配的火电、水电、储能等可调节性电源，要合理体现可调节性电源的容量成本。同时，新能源发展带动电网投资增加，但是投资效率小时数下降，系统容量成本提升。第二，电力市场交易关系复杂多变，价格形式和波动区间发生重大变化。第三，电源结构不断发生变化，电源侧有调节能力的火电装机低于50%，未来还将进一步降低，造成调节能力下降。负荷侧调节能力好的第二产业用电比重下降，而难以调节的居民和第三产业用电（供冷供热、数据中心、电动汽车等）比重增加。第四，在全国一盘棋背景下，还需明确省内市场、省间市场的关系，是省内优先还是省间优先，是先大平衡再小平衡，还是先小平衡再余缺互济，以及存在发电侧和用电侧谁有优先权的问题，是用户的用电必须得到保障，调节发电能力进行满足，还是考虑发电能力，主要让用户进行调节，这些都是需要解决的问题。

综上，调节能力是新型电力系统发展背景下最稀缺的资源。高固定成本，低边际、零边际、甚至负边际成本以及非常长的建设周期，导致为保证电力长期供应能力，必须建立覆盖发电、用电、电网、储能的容量市场。

电源：目前，煤电机组已建立容量电价，未来需考虑逐步扩大容量机制参与范围，此外，要鼓励燃煤机组开展灵活性改造，使其具备深度调节能力。新能源机组已建立机制电价、绿证机制等。目前解决不同电源类型共同参与市场问题，是通过容量电价、机制电价等场外机制，弥补不同电源类型的成本结构、功能特性差异，场内煤电、气电、水电、核电、光伏发电、风电同台竞争，在现货市场按每时每刻供求关系形成价格。

电网：由于负荷容量增幅超过电量增幅，电网投资增加较快而电量增长相对较慢，面临总成本提升如何向消费侧传导问题。需优化成本传导机制，从全省统一的“邮票法”向更能体现时间和空间价值、更能反映实际成本构成的定价转变。时间价值方面，高峰时段容量电价要考虑提升，空间价值方面，阻塞区域或专项输电工程建议采用容量电费、专项输电电价，优化结构，使成本能够向真正受益或导致成本增加的相关用户合理传导。

储能：电源侧和用户侧储能的价值在于优化特定电源或用户曲线，优化其市场交易价格，进而优化系统运行。电网侧储能需探索通过容量电费、服务费等方式回收投资并体现价值。当前储能容量电价多由政府核定，未来可引入竞争形成更市场化的容量电价机制。

负荷侧：要按不同时间供求关系优化价格结构。负荷的两部制改革需进一步完善，区分容量需求与电能量需求，容量电费体现保供价值，电能量电费体现能量价值。还要通过完善分时电价机制，让需求侧能够响应，优化负荷结构。

以上四个环节，都有容量机制的身影。为调节能力定价的关键，就是建立合理的容量价格机制。从各国情况看，容量机制主要有以下几种情况。第一种是政府直接制定容量补偿价格，如中国对煤电、抽水蓄能容量定价。优点是操作简便，缺点是缺乏成本约束，易刺激过度投资，可能导致用电侧成本分摊过重。第二种是政府规定容量义务，要求电源或用户具备调节能力，如自配储能或购买服务，否则在价格上承担不利后果。第三种是容量拍卖机制，如美国PJM、加州模式，通过竞争性拍卖形成容量价格，更具市场效率。第四种是稀缺定价机制，通过在现货市场或辅助服务市场设置极高价格上限，极端高价时段隐含容量价值。第五种是发展期货、期权市场，提供风险管理工具。

因此，未来电力价格改革的重点和难点在于，探索并建立适应新型电力系统发展要求的调节能力定价机制，尤其是容量机制，这将是深化电力市场改革的关键方向。

（本文由eo记者韩晓彤根据嘉宾在第二届“保险杯”AI电力交易大赛上的主题演讲整理而成）