我国电价体系演变规律对构建新型电力系统的启示

潘冉洁 李文哲 黄仁先

华能西藏能源销售有限公司

引言

电能的大规模运用是第二次工业革命的产物，引领近代社会进入电气时代，电能已是现代社会生产生活必不可少的基本要素，目前全国电力装机25.6亿千瓦，占世界总装机三分之一，建成全球规模最大的电力系统，为生产生活提供源源不断的动力随着电价的发展多少电价合适，什么样的电价机制合理等问题应运而生。

一、基本概念

（一）电价概念

电价是电力产品提供和使用的单价；是电能价值的货币表现；是电力这种特殊商品在电力企业参加市场活动，进行贸易结算中的货币表现形式；也是电力用户支付电费的结算标准。

（二）电价分类

电价从不同的维度属性有多种分类。电价按构成环节可分为上网电价、输配电价、销售电价。上网电价即发电厂发出电能上网销售收取的电价。输配电价即电网企业提供电能输配电服务收取的费用。销售电价即电力用户消费电能支付的用电价格，包括前述上网电价、输配电价和政府收取的基金及附加之和。

电价按形成机制可分为还本付息电价、经营期电价、标杆电价、基准电价、指导电价、交易电价等。

电价按计量方法可分为电量电价、容量电价、两部制电价等。

销售电价按用户类型可分为居民电价、工商业电价、农牧业电价、大工业电价等。

（三）电价作用

1.对电力企业而言，电价是获取资金以维持再生产的手段。电价的合理性，直接关系到电力工业的发展。对电力用户而言，电价意味着他们在取得电力使用价值时必须付出的代价。电价直接影响用户的电力消费行为。

2.电力是现代国家社会生产生活最基本的物质要素之一，通过电价政策的制定和调整可以有效地调节国家经济社会的运行。在投资方面，有关部门可以利用电价引导社会资源投向电力产业，保障电力装机容量的充裕性。在电力生产方面，有关部门可以通过分时电价信号引导电力企业合理安排燃料等资源顶峰发电，削峰填谷等，保障电力生产的充分性，满足社会用电需求。在消费方面，有关部门可以引导电力用户根据电价信息调整生产资源安排（增产或减产），培养节约用电意识，采取措施节能降耗。

3.在构建以新能源为主体的新型电力系统中，有关部门通过新能源发用电价格引导，可以有效促进新能源电源以及实现新能源电力长距离输送的特高压输电工程的开发建设；并有效刺激电力用户对新能源消费的需求，实现传统一次能源的清洁能源替代。

二、我国电价体系演变

2015年新一轮电改之前，电力经营采用电网统购统销模式，电价体系包括发电侧的上网电价及用户侧的用电价格，两者息息相关又相对独立，本文以发电侧上网电价作为电价体系的研究切入口。建国至今，我国电价体系主要经历六个阶段，从价格严格管制到市场化形成价格。

（一）1949—1985年，价格管制阶段

新中国成立初期，我国百废待兴，中央决定以电力工业为突破口，建设社会主义工业体系。电力装机从1949年的185万千瓦增加至1978年的5712万千瓦，增加了30倍，为新中国工业建设奠定了坚实基础。这一阶段电力工业采用高度集中垂直一体化方式管理，发电厂和电网未分开，发用电通过计划方式分配。改革开放后，随着经济的快速发展，社会用电量急剧增加，但由于电价涨幅不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧，拉闸限电成为常态，严重制约了社会经济的发展。

此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核算，因此不存在上网电价，销售电价由政府统一制定。

（二）1985—1996年，还本付息电价阶段

1985年，在全国电力紧缺的背景下，《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》出台，鼓励多渠道集资办电，有效缓解了电力紧缺。对于不依靠政府财政拨款而实行负债建设的电厂，其上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。销售电价方面，国家通过电价征收每度电2分钱电力建设基金，作为各地电力建设的资金来源。

此阶段，国家鼓励集资办电，集资电厂出现，独立上网电价便应运而生，为保障集资电厂还本付息，采用还本付息电价，同时实施燃运加价、峰枯峰谷电价等的多种电价政策。

（三）1997—2001年，经营期电价阶段

在还本付息电价时期，上网电价主要受发电投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价”。由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。1997年，我国在电力项目可行性研究阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年，国家适时调整电价政策，以经营期电价政策取代还本付息电价政策。2001年，国家计委发布《关于规范电价管理有关问题的通知》，明确实行经营期电价机制，火电、水电的经营期分别为 20年和30 年。销售电价方面，实施“两改一同价”，城乡居民用电实行同网同价。

此阶段，为修正还本付息电价的弊端，我国将电价核定方法改为经营期电价，平抑了经营期内上网电价波动，但没有改变一厂一价、一机一价的个别定价方式。

（四）2002—2003年，第一轮电改竞价上网试点阶段

2002年国务院印发《电力体制改革方案》，规定实行厂网分开，竞价上网，以此打破电力企业的一体化垄断经营模式，引入竞争。《方案》将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，实现了厂网分开。

此阶段，国家电力公司按功能分拆为2大电网公司、5大发电集团等11家央企，实现厂网分开，形成了不同的经济主体，为后续的电价改革奠定了基础。

（五）2004—2014年，标杆电价、煤电联动阶段

2004年，燃煤标杆上网电价出台，随后，风电、光伏、核电也制定了标杆电价。标杆电价实现了从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越，有利于激励发电企业采取措施控制成本。2004年3月，多省启动大用户直购电试点工作，直至2016年被中长期交易取代。2004年12月，为缓解长期煤价和电价矛盾，我国实行煤电价格联动机制。2006年，国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，进入了辅助服务有偿提供时代。销售电价方面，我国逐步将8大类销售电价归并为居民生活用电、农业生产和工商业及其他用电价格三类，推行阶梯用电价格政策。

此阶段，第一轮电改竞价上网处于总结学习状态，大用户直购电、煤电联动政策及辅助服务补偿机制实施，填补了两轮电改之间的空隙，为第二轮电力体制改革积累了经验。

（六）2015年—至今，第二轮电改市场化交易电价阶段

2015年，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着我国新一轮电力体制改革开启，旨在通过市场化方式形成交易电价，恢复电力商品属性。2016年，《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，电力中长期交易在全国范围内展开。2017年，第一批电力现货市场8个试点省份启动试点，可再生能源绿证交易启动。2019年，风光标杆电价陆续取消，试行指导价；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制。2021年，新建集中式光伏、陆上风电进入平价时代；所有燃煤电量全部进入市场，燃煤交易电价实现基准价+上下浮20%；实行电网代理购电。抽水蓄能价格形成机制出台明确采用两部制电价回收成本和合理收益；绿电交易启动；全国碳排放权市场开市，并顺利完成第一个履约周期清缴工作；新版辅助服务管理办法实施。2022年，第一批现货试点省份均已实现长周期结算试运行，第二批电力现货市场6个试点省市启动试运行；省间电力现货市场开展连续结算试运行。

此阶段，电力市场化改革快速推进，市场化价格形成机制对发供用三方造成了深远的影响，颠覆了传统的价格机制，通过市场形成体现电力产品时间价值的分时价格，交易电量规模和比例迅速扩大，电力商品属性得到了进一步体现。

三、内在规律与特征

纵观我国电价政策演变历史，结合时代特征、国家政策和电力供需变化等情况，可以发现如下内在规律和特征。

（一）不同时期电价政策是国家政策导向的充分反映。

电能是基础性生产生活资料，电价政策是调控能源产业发展和国民经济发展的重要抓手。不同时期不同的电价政策都是符合当时情况的合理选择，反映了国家对该时期电力工业以及国民经济宏观调控的政策导向。

（二）市场决定价格是电价改革的方向

改革开放以来，我国社会主义市场经济体制初步建立，目前改革已进入深水区，电能作为基础性生产要素，为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，电价形成必须坚持市场化方向。两次电力体制改革均把电价改革放在突出位置，通过市场化竞争形成电价。

（三）厂网分开是市场化改革的先行条件

独立市场主体是市场化定价的基础，在发供电垂直一体化管理阶段，无独立市场主体，无法形成上网电价。20世纪80年代集资办电催生了独立集资电厂和上网电价。我国要进一步深化电价机制改革，厂网彻底分开是先行条件。

四、对新型电力系统的启示和建议

目前我国电力体制改革正在纵深推进，中长期交易已在全国开展。第一批8个试点省份电力现货市场均实现了长周期连续结算试运行，第二批6个试点省份均启动了试运行。电力辅助服务补偿机制已在各区域开展，除西藏外各省市自治区均启动了辅助服务市场。全国统一电力市场启动，各区域、省份市场交易模式趋向统一，省间电力现货开展长周期结算试运行。

2020年，国家提出“双碳”目标。2021年，我国提出了构建以新能源为主体的新型电力系统，到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。新能源具有波动性、随机性和间歇性，需要多种类型电源相互匹配，实现电力系统实时平衡，需要满足清洁能源长距离输送消纳的电网系统。在电力市场化改革背景下，要实现新能源为主体的新型电力系统，促进新能源全国更大范围内共享互济，需要一个有效的电价机制来引导和保障。

（一）坚持市场化方向

价格机制是市场机制的核心，改革开放以来，我国社会主义市场经济体制初步建立，为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，电能作为基础性资源，必须坚持市场化改革方向。新型电力系统是一个复杂的系统工程，在物理层面需要实现新能源与常规能源、调节性资源多能互补，灵活高效的远距离输送消纳；在机制方面需要有一个有效机制来引导新型电力系统各主体的行为，保障其利益。市场化机制是最有效的机制，通过市场机制无形的手引导各市场主体参与新型电力系统建设运行，充分发挥有效市场和有为政府的作用。

（二）坚持全国统一大市场

我国清洁能源资源与负荷中心呈逆向分布特征，要实现双碳目标，构建新能源为主体的新型电力系统，通过特高压长距离输电实现清洁能源在全国范围内优化配置是必不可少。这就要求电力市场必须打破区域之间、省间以及不同市场间的壁垒，统一交易标准，建立国家、省/区域不同层次市场，中长期、现货及辅助服务等不同市场间的相互耦合、有序衔接的统一市场。

（三）建立保障新能源充分消纳的市场机制

1.我国要实现“双碳”目标，必须在行动上推动可再生能源的优先消纳。我国已建立可再生能源全额保障性收购政策，保障利用小时数以内的电量执行政府定价，其他电量参与电力市场，并在市场中优先组织、优先出清，优先执行，按照统一出清价格结算。目前在绿电交易市场及现货试点市场均体现了上述优先原则。

2.我国要大力发展电力现货市场。新能源发电出力具有波动性、随机性和间歇性，在单纯电力中长期交易中，无法保障物理执行，单纯中长期市场偏差考核机制也影响新能源参与市场的积极性。我国要促进新能源的更大规模消纳，必须大力发展电力现货市场，新能源电力中长期合同转化为无需物理执行的金融合同，仅用于在结算中锁定价格风险，实际执行与中长期分解曲线的差异，通过日前、日内结算规则执行。现货市场是促进新能源大规模消纳的有效手段。

3.我国要完善清洁能源跨省跨区电价形成机制，通过双边协商、集中交易、现货交易等市场化方式，形成跨省跨区电价；国家指令计划，政府间协议转化为政府授权中长期合同参与电力市场。跨省跨区交易电量要按照要求接受端电网“两个细则”管理，分摊或返还费用，参与受端电网不平衡资金分摊或返还。

4.我国要建立绿色消费激励机制，鼓励用户使用绿色能源。我国应推广工业、交通、供热等领域清洁能源替代工作，进一步强化电力用户清洁能源消纳责任考核，强化能耗双控政策，建立绿色能源消费抵缴碳配额制度。我国有关部门应建立绿色能源消费追溯机制，以及碳信用机制，结合金融、贸易、财税等政策引导主动消费清洁能源。

（四）推动电力市场与碳市场、绿证、绿电市场协同发展

新能源具有明显的环境价值属性，消费者除支付电能量价值外还需额外支付环境价值，一般电力市场难以充分反映新能源的环境属性价值。2017年启动的绿证交易市场可单独反映环境价值。2021年启动的绿电交易采用证电合一方式，成交价格包含环境价值。我国要大力发展绿电、绿证市场，扩大交易规模。新能源可以减少碳排放，我国要尽快重启CCER（国家核证自愿减排量）交易，新能源可以通过出售CCER获得减碳收入。通过绿电、绿证、碳排放权市场与电力交易市场的协同发展，实现可再生能源绿色环境属性价值充分释放彰显。

（五）建立保障调节性资源成本回收机制

在新型电力系统中，煤电、燃机、抽水蓄能、新型储能等作为灵活性、调节性资源应保持一定的规模。有关部门可以通过常规和深度调峰匹配新能源出力实现供需实时平衡；通过调频、调压、爬坡、转动惯量、备用等方式保证电能质量，保障电力系统安全可靠运行。我国已提出要发展抽水蓄能、燃机、新型储能等调节性资源，并要求存量煤电开展煤电灵活性改造，为保障该部分调节性资源容量的充裕性及参与调节的积极性，还应探索建立容量补偿机制（或容量市场）和辅助服务补偿机制（或辅助服务市场）。上述调节性资源能够通过电量电费、容量电费和辅助服务补偿实现成本和合理收益的回收，引导市场主体投资建设调节性资源的积极性。

结语

通过对新中国成立以来我国电价体系演变内在脉络的研究，充分认识到了电力工业取得巨大成就与各阶段电价政策息息相关，认识了电力市场化改革方向和建设全国统一市场的重要性。在双碳目标及新型电力系统目标背景下，需要一个有效的市场机制来保障清洁能源电力的长距离输送、大规模消纳。我国应建设形成全国市场和省、区域市场有效衔接，中长期、现货、辅助服务、容量市场有机结合，电力交易和绿色属性产品交易市场相互协同的市场交易体系。不同市场主体通过参与市场形成价格，实现成本收益回收，引导生产和消费，通过充分发挥有效市场和有为政府的作用，助力全国双碳目标和新型电力系统的实现。