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能源 | 电价机制市场化改革新举措——“基准价+上下浮动”

发布时间：2019-11-11
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能源 | 电价机制市场化改革新举措——“基准价+上下浮动”

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来源 | 学习强国APP-能源中国

作者 | 华北电力大学教授张粒子

责任编辑 | 赵雅君张子魁

近日，国家发展改革委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《指导意见》），将现行燃煤发电标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。

在过渡期，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，国家发改委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。这是电价市场化改革的又一重要举措。

一、“燃煤发电标杆上网电价+煤电价格联动”机制的积极作用和存在问题

现行燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制，在厂网分开后至开展大规模电力直接交易之前的十余年间，有效地促进了发电企业降低成本、发电价格管制规范化，以燃煤发电标杆上网电价为基础的核电、水电、风电、光伏发电上网电价以及跨区送电价格体系形成，在一定程度上疏导了煤电价格矛盾。

在没有电力现货市场机制的情况下，起到了保障绝大部分发电容量成本回收的作用。在实行有序放开发用电和电力中长期市场建设后，燃煤发电标杆上网电价还被视为市场参考价格。

但是，作为政府定价及其价格调整机制，“燃煤发电标杆上网电价+煤电价格联动”机制存在不能及时、有效反映市场供需的弊端。

目前，大约50%的燃煤发电上网电量电价都已经通过市场交易机制形成，原有核定燃煤发电标杆上网电价的基础参数都发生了变化。

同时，随着放开发用电计划改革的深化，在尚未建立电力现货市场的情况下，一般工商业电力用户（或代理其购电的售电公司，以下同）进入市场化后采用与大工业电力用户同样的电价形成机制，会引起新的交叉补贴等问题。

要破解这些难题，迫切需要对燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制进行市场化改革，为工商业用户进入市场设计开辟新的路径。

二、建立“基准价+上下浮动”机制有助于促进电力乃至能源市场体系建设

实行“基准价+上下浮动”机制有别于原有的“燃煤发电标杆上网电价+煤电价格联动机制”，实质在于，上下浮动幅度是由市场机制形成的，不是政府调价行为，是市场主体自愿交易的结果；

不仅能有效反映电力生产成本，还能有效反映电力需求弹性，而且时效性强，有助于促进电力上下游全产业链的市场机制的协同和完善。

用市场形成价格机制取代了以煤电联动为基础的电价调整机制，不再执行煤电价格联动机制，更有利于促进电力上下游产业及其市场的协同发展，促进我国现代能源市场体系的构建、发展和完善。

同时，考虑到平稳过渡以及其他电源上网电价形成机制的稳定，基准价在过渡期按当地现行燃煤发电标杆上网电价水平确定，原先各类电源参考当地燃煤标杆电价确定上网电价的，改为参考基准价。

三、现有电力市场体系下“基准价+上下浮动”机制可促进发用电计划放开、加快电力市场建设

目前，我国电力现货市场尚未建立，大工业用户的用电价格，普遍是通过中长期市场化交易形成。

在电力现货市场运行前，仍然是电力市场化的过渡阶段，电力中长期市场交易价格不能反映不同用户（特别是大工业用户和一般工商业用户）用电特性所致的用电成本差异。

在这种情况下，如果大工业用户和一般工商业用户在电力中长期交易市场中采用同样的价格机制，就会是同样的价格水平，那么，一方面会造成新的电价交叉补贴问题，另一方面，在全国电量供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平的形势下，就会造成已经进入市场的大工业用户的用电价格上升，或者煤电企业无法回收容量成本、严重亏损。

对于一般工商业实行“基准价+上下浮动”机制，可以使一般工商业用户与发电企业之间的电力中长期交易价格在相对合理范围（即上浮不超过10%、下浮不超过15%），防止价格大幅度波动，落实有序放开发用电计划，有利于与交易体系较完善的电力市场价格机制有机衔接，促进电力市场平稳、可持续发展。

四、“基准价+上下浮动”机制包含多种具体的合同价格形式或合同定价公式

“基准价+上下浮动”机制，是一种灵活的、中长期合同交易价格机制，可以演化为很多具体的合同价格形式。

对于场内中长期交易，这个机制相当于限定了市场交易价格的上限和下限。对于双边合同交易，浮动价格可以通过合同约定为固定值，也可以是与场内中长期交易价格挂钩的浮动公式，或者是与上下游产品市场价格（指数）挂钩等定价公式。

实际上，在签订电力中长期交易合同时，利用灵活的“基准价+上下浮动”合同价格机制，发电企业可以降低因上游煤炭市场价格上涨造成履约合同而亏损的风险，电力用户可以在自身产品市场形势不佳时提升一定的竞争力，等等。

五、“基准价+上下浮动”机制的执行范围和形式应因地制宜

“基准价+上下浮动”机制，主要是针对上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边交易或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式形成的电力中长期合同；具体执行范围和形式，应因地制宜。

以下两种情况对应的燃煤发电电量，仍执行基准价：一是暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的燃煤发电电量；二是居民、农业用户用电对应的燃煤发电电量。

各地、各市场主体还可根据本地、本企业实际选择适宜的合同价格形式或合同定价公式。

六、配套改革政策明确

“基准价+上下浮动”机制取代“燃煤发电上网标杆电价+煤电价格联动机制”，是针对市场化燃煤发电上网电量的价格机制改革；

但我国发电环保电价政策、各类型电源的发电上网电价形成机制、跨省跨区送电价格形成机制、销售电价形成机制、电力辅助服务价格形成机制和交叉补贴调整机制等，都是在燃煤发电上网标杆电价机制基础上建立的。

因此，《指导意见》明确了相应的配套改革措施来保障燃煤发电上网标杆电价机制改革具有可实施性，具体包括：

对环保电价，《指导意见》明确指出，执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电上网电量，基准价包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电量和电价完全放开由市场形成的，基准价包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

对各类型电源的发电上网电价和跨省跨区送电价格形成机制，《指导意见》明确指出，新能源发电项目上网电价，高出当地基准价的部分，按程序申请国家可再生能源发展基金补贴；其余部分，由省级电网结算。核电、燃气发电和跨省跨区送电价格形成机制，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

对电力辅助服务价格形成机制，《指导意见》明确指出，燃煤机组参与的调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务，要通过市场机制形成价格，以补偿燃煤机组合理成本。对于燃煤机组发电利用小时数严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

对销售电价形成机制，《指导意见》明确指出，今后销售电价形成机制主要有两类：一是通过市场化方式形成上网电价（即通过市场机制购电）的工商业用户的用电价格，由市场化方式形成的上网电价（即购买电能量的价格）、输配电价（含交叉补贴和线损）、政府性基金，不再执行目录电价。二是由电网企业保障供应的用户用电价格，继续执行各地目录电价，保持居民、农业用电价格基本稳定。

对交叉补贴调整机制，《指导意见》明确指出，为了保障居民、农业用电价格的基本稳定，在实行“基准价+上下浮动”价格机制后，引起的电网企业新增损益，计入交叉补贴费用，在核定电网输配电价时统筹考虑。

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