我國電價體系演變規律對構建新型電力系統的啟示

潘冉潔 李文哲 黃仁先

華能西藏能源銷售有限公司

引言

電能的大規模運用是第二次工業革命的產物，引領近代社會進入電氣時代，電能已是現代社會生產生活必不可少的基本要素，目前全國電力裝機25.6億千瓦，占世界總裝機三分之一，建成全球規模最大的電力系統，為生產生活提供源源不斷的動力隨著電價的發展多少電價合適，什么樣的電價機制合理等問題應運而生。

一、基本概念

（一）電價概念

電價是電力產品提供和使用的單價；是電能價值的貨幣表現；是電力這種特殊商品在電力企業參加市場活動，進行貿易結算中的貨幣表現形式；也是電力用戶支付電費的結算標準。

（二）電價分類

電價從不同的維度屬性有多種分類。電價按構成環節可分為上網電價、輸配電價、銷售電價。上網電價即發電廠發出電能上網銷售收取的電價。輸配電價即電網企業提供電能輸配電服務收取的費用。銷售電價即電力用戶消費電能支付的用電價格，包括前述上網電價、輸配電價和政府收取的基金及附加之和。

電價按形成機制可分為還本付息電價、經營期電價、標桿電價、基準電價、指導電價、交易電價等。

電價按計量方法可分為電量電價、容量電價、兩部制電價等。

銷售電價按用戶類型可分為居民電價、工商業電價、農牧業電價、大工業電價等。

（三）電價作用

1.對電力企業而言，電價是獲取資金以維持再生產的手段。電價的合理性，直接關系到電力工業的發展。對電力用戶而言，電價意味著他們在取得電力使用價值時必須付出的代價。電價直接影響用戶的電力消費行為。

2.電力是現代國家社會生產生活最基本的物質要素之一，通過電價政策的制定和調整可以有效地調節國家經濟社會的運行。在投資方面，有關部門可以利用電價引導社會資源投向電力產業，保障電力裝機容量的充裕性。在電力生產方面，有關部門可以通過分時電價信號引導電力企業合理安排燃料等資源頂峰發電，削峰填谷等，保障電力生產的充分性，滿足社會用電需求。在消費方面，有關部門可以引導電力用戶根據電價信息調整生產資源安排（增產或減產），培養節約用電意識，采取措施節能降耗。

3.在構建以新能源為主體的新型電力系統中，有關部門通過新能源發用電價格引導，可以有效促進新能源電源以及實現新能源電力長距離輸送的特高壓輸電工程的開發建設；并有效刺激電力用戶對新能源消費的需求，實現傳統一次能源的清潔能源替代。

二、我國電價體系演變

2015年新一輪電改之前，電力經營采用電網統購統銷模式，電價體系包括發電側的上網電價及用戶側的用電價格，兩者息息相關又相對獨立，本文以發電側上網電價作為電價體系的研究切入口。建國至今，我國電價體系主要經歷六個階段，從價格嚴格管制到市場化形成價格。

（一）1949—1985年，價格管制階段

新中國成立初期，我國百廢待興，中央決定以電力工業為突破口，建設社會主義工業體系。電力裝機從1949年的185萬千瓦增加至1978年的5712萬千瓦，增加了30倍，為新中國工業建設奠定了堅實基礎。這一階段電力工業采用高度集中垂直一體化方式管理，發電廠和電網未分開，發用電通過計劃方式分配。改革開放后，隨著經濟的快速發展，社會用電量急劇增加，但由于電價漲幅不及燃煤成本上升幅度，電力投資建設較萎靡，電力供需格局偏緊，拉閘限電成為常態，嚴重制約了社會經濟的發展。

此階段電力管理政企合一，實行發、供、售一體化，電廠和電網統一核算，因此不存在上網電價，銷售電價由政府統一制定。

（二）1985—1996年，還本付息電價階段

1985年，在全國電力緊缺的背景下，《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》出臺，鼓勵多渠道集資辦電，有效緩解了電力緊缺。對于不依靠政府財政撥款而實行負債建設的電廠，其上網電價由還本付息需要及核準合理收益所確定。此外，國家還引入了峰谷電價、燃運加價等機制。銷售電價方面，國家通過電價征收每度電2分錢電力建設基金，作為各地電力建設的資金來源。

此階段，國家鼓勵集資辦電，集資電廠出現，獨立上網電價便應運而生，為保障集資電廠還本付息，采用還本付息電價，同時實施燃運加價、峰枯峰谷電價等的多種電價政策。

（三）1997—2001年，經營期電價階段

在還本付息電價時期，上網電價主要受發電投資成本影響，基本表現為“一廠一價”甚至“一機一價”。由于投資熱情高漲及投資成本缺乏有效約束機制，電廠投產初期上網電價過高，銷售電價上漲過多。1997年，我國在電力項目可行性研究階段測算電價時，開始采用經營期電價測算方法。1998年，國家適時調整電價政策，以經營期電價政策取代還本付息電價政策。2001年，國家計委發布《關于規范電價管理有關問題的通知》，明確實行經營期電價機制，火電、水電的經營期分別為 20年和30 年。銷售電價方面，實施“兩改一同價”，城鄉居民用電實行同網同價。

此階段，為修正還本付息電價的弊端，我國將電價核定方法改為經營期電價，平抑了經營期內上網電價波動，但沒有改變一廠一價、一機一價的個別定價方式。

（四）2002—2003年，第一輪電改競價上網試點階段

2002年國務院印發《電力體制改革方案》，規定實行廠網分開，競價上網，以此打破電力企業的一體化壟斷經營模式，引入競爭?！斗桨浮穼㈦妰r劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和銷售電價，實現了廠網分開。

此階段，國家電力公司按功能分拆為2大電網公司、5大發電集團等11家央企，實現廠網分開，形成了不同的經濟主體，為后續的電價改革奠定了基礎。

（五）2004—2014年，標桿電價、煤電聯動階段

2004年，燃煤標桿上網電價出臺，隨后，風電、光伏、核電也制定了標桿電價。標桿電價實現了從個別成本到社會平均成本定價的歷史性跨越，有利于激勵發電企業采取措施控制成本。2004年3月，多省啟動大用戶直購電試點工作，直至2016年被中長期交易取代。2004年12月，為緩解長期煤價和電價矛盾，我國實行煤電價格聯動機制。2006年，國家電監會印發《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，進入了輔助服務有償提供時代。銷售電價方面，我國逐步將8大類銷售電價歸并為居民生活用電、農業生產和工商業及其他用電價格三類，推行階梯用電價格政策。

此階段，第一輪電改競價上網處于總結學習狀態，大用戶直購電、煤電聯動政策及輔助服務補償機制實施，填補了兩輪電改之間的空隙，為第二輪電力體制改革積累了經驗。

（六）2015年—至今，第二輪電改市場化交易電價階段

2015年，國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，標志著我國新一輪電力體制改革開啟，旨在通過市場化方式形成交易電價，恢復電力商品屬性。2016年，《電力中長期交易基本規則（暫行）》印發，電力中長期交易在全國范圍內展開。2017年，第一批電力現貨市場8個試點省份啟動試點，可再生能源綠證交易啟動。2019年，風光標桿電價陸續取消，試行指導價；燃煤標桿電價改為“基準價+上下浮動”機制。2021年，新建集中式光伏、陸上風電進入平價時代；所有燃煤電量全部進入市場，燃煤交易電價實現基準價+上下浮20%；實行電網代理購電。抽水蓄能價格形成機制出臺明確采用兩部制電價回收成本和合理收益；綠電交易啟動；全國碳排放權市場開市，并順利完成第一個履約周期清繳工作；新版輔助服務管理辦法實施。2022年，第一批現貨試點省份均已實現長周期結算試運行，第二批電力現貨市場6個試點省市啟動試運行；省間電力現貨市場開展連續結算試運行。

此階段，電力市場化改革快速推進，市場化價格形成機制對發供用三方造成了深遠的影響，顛覆了傳統的價格機制，通過市場形成體現電力產品時間價值的分時價格，交易電量規模和比例迅速擴大，電力商品屬性得到了進一步體現。

三、內在規律與特征

縱觀我國電價政策演變歷史，結合時代特征、國家政策和電力供需變化等情況，可以發現如下內在規律和特征。

（一）不同時期電價政策是國家政策導向的充分反映。

電能是基礎性生產生活資料，電價政策是調控能源產業發展和國民經濟發展的重要抓手。不同時期不同的電價政策都是符合當時情況的合理選擇，反映了國家對該時期電力工業以及國民經濟宏觀調控的政策導向。

（二）市場決定價格是電價改革的方向

改革開放以來，我國社會主義市場經濟體制初步建立，目前改革已進入深水區，電能作為基礎性生產要素，為充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，電價形成必須堅持市場化方向。兩次電力體制改革均把電價改革放在突出位置，通過市場化競爭形成電價。

（三）廠網分開是市場化改革的先行條件

獨立市場主體是市場化定價的基礎，在發供電垂直一體化管理階段，無獨立市場主體，無法形成上網電價。20世紀80年代集資辦電催生了獨立集資電廠和上網電價。我國要進一步深化電價機制改革，廠網徹底分開是先行條件。

四、對新型電力系統的啟示和建議

目前我國電力體制改革正在縱深推進，中長期交易已在全國開展。第一批8個試點省份電力現貨市場均實現了長周期連續結算試運行，第二批6個試點省份均啟動了試運行。電力輔助服務補償機制已在各區域開展，除西藏外各省市自治區均啟動了輔助服務市場。全國統一電力市場啟動，各區域、省份市場交易模式趨向統一，省間電力現貨開展長周期結算試運行。

2020年，國家提出“雙碳”目標。2021年，我國提出了構建以新能源為主體的新型電力系統，到2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。新能源具有波動性、隨機性和間歇性，需要多種類型電源相互匹配，實現電力系統實時平衡，需要滿足清潔能源長距離輸送消納的電網系統。在電力市場化改革背景下，要實現新能源為主體的新型電力系統，促進新能源全國更大范圍內共享互濟，需要一個有效的電價機制來引導和保障。

（一）堅持市場化方向

價格機制是市場機制的核心，改革開放以來，我國社會主義市場經濟體制初步建立，為充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，電能作為基礎性資源，必須堅持市場化改革方向。新型電力系統是一個復雜的系統工程，在物理層面需要實現新能源與常規能源、調節性資源多能互補，靈活高效的遠距離輸送消納；在機制方面需要有一個有效機制來引導新型電力系統各主體的行為，保障其利益。市場化機制是最有效的機制，通過市場機制無形的手引導各市場主體參與新型電力系統建設運行，充分發揮有效市場和有為政府的作用。

（二）堅持全國統一大市場

我國清潔能源資源與負荷中心呈逆向分布特征，要實現雙碳目標，構建新能源為主體的新型電力系統，通過特高壓長距離輸電實現清潔能源在全國范圍內優化配置是必不可少。這就要求電力市場必須打破區域之間、省間以及不同市場間的壁壘，統一交易標準，建立國家、省/區域不同層次市場，中長期、現貨及輔助服務等不同市場間的相互耦合、有序銜接的統一市場。

（三）建立保障新能源充分消納的市場機制

1.我國要實現“雙碳”目標，必須在行動上推動可再生能源的優先消納。我國已建立可再生能源全額保障性收購政策，保障利用小時數以內的電量執行政府定價，其他電量參與電力市場，并在市場中優先組織、優先出清，優先執行，按照統一出清價格結算。目前在綠電交易市場及現貨試點市場均體現了上述優先原則。

2.我國要大力發展電力現貨市場。新能源發電出力具有波動性、隨機性和間歇性，在單純電力中長期交易中，無法保障物理執行，單純中長期市場偏差考核機制也影響新能源參與市場的積極性。我國要促進新能源的更大規模消納，必須大力發展電力現貨市場，新能源電力中長期合同轉化為無需物理執行的金融合同，僅用于在結算中鎖定價格風險，實際執行與中長期分解曲線的差異，通過日前、日內結算規則執行?，F貨市場是促進新能源大規模消納的有效手段。

3.我國要完善清潔能源跨省跨區電價形成機制，通過雙邊協商、集中交易、現貨交易等市場化方式，形成跨省跨區電價；國家指令計劃，政府間協議轉化為政府授權中長期合同參與電力市場?？缡】鐓^交易電量要按照要求接受端電網“兩個細則”管理，分攤或返還費用，參與受端電網不平衡資金分攤或返還。

4.我國要建立綠色消費激勵機制，鼓勵用戶使用綠色能源。我國應推廣工業、交通、供熱等領域清潔能源替代工作，進一步強化電力用戶清潔能源消納責任考核，強化能耗雙控政策，建立綠色能源消費抵繳碳配額制度。我國有關部門應建立綠色能源消費追溯機制，以及碳信用機制，結合金融、貿易、財稅等政策引導主動消費清潔能源。

（四）推動電力市場與碳市場、綠證、綠電市場協同發展

新能源具有明顯的環境價值屬性，消費者除支付電能量價值外還需額外支付環境價值，一般電力市場難以充分反映新能源的環境屬性價值。2017年啟動的綠證交易市場可單獨反映環境價值。2021年啟動的綠電交易采用證電合一方式，成交價格包含環境價值。我國要大力發展綠電、綠證市場，擴大交易規模。新能源可以減少碳排放，我國要盡快重啟CCER（國家核證自愿減排量）交易，新能源可以通過出售CCER獲得減碳收入。通過綠電、綠證、碳排放權市場與電力交易市場的協同發展，實現可再生能源綠色環境屬性價值充分釋放彰顯。

（五）建立保障調節性資源成本回收機制

在新型電力系統中，煤電、燃機、抽水蓄能、新型儲能等作為靈活性、調節性資源應保持一定的規模。有關部門可以通過常規和深度調峰匹配新能源出力實現供需實時平衡；通過調頻、調壓、爬坡、轉動慣量、備用等方式保證電能質量，保障電力系統安全可靠運行。我國已提出要發展抽水蓄能、燃機、新型儲能等調節性資源，并要求存量煤電開展煤電靈活性改造，為保障該部分調節性資源容量的充裕性及參與調節的積極性，還應探索建立容量補償機制（或容量市場）和輔助服務補償機制（或輔助服務市場）。上述調節性資源能夠通過電量電費、容量電費和輔助服務補償實現成本和合理收益的回收，引導市場主體投資建設調節性資源的積極性。

結語

通過對新中國成立以來我國電價體系演變內在脈絡的研究，充分認識到了電力工業取得巨大成就與各階段電價政策息息相關，認識了電力市場化改革方向和建設全國統一市場的重要性。在雙碳目標及新型電力系統目標背景下，需要一個有效的市場機制來保障清潔能源電力的長距離輸送、大規模消納。我國應建設形成全國市場和省、區域市場有效銜接，中長期、現貨、輔助服務、容量市場有機結合，電力交易和綠色屬性產品交易市場相互協同的市場交易體系。不同市場主體通過參與市場形成價格，實現成本收益回收，引導生產和消費，通過充分發揮有效市場和有為政府的作用，助力全國雙碳目標和新型電力系統的實現。