2021年底，國家發展改革委下發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）（下文簡稱“1439號文”）。1439號文的印發，是對前期電改的升華與深化，直接推進了“能跌能漲”的市場化電價機制建立和完善。在此基礎上，進一步厘清各種市場化電價概念，對正確認識和理解發、輸、配、售全產業鏈，以及電改的未來發展方向研究都具有重要意義。朗新研究院特推出【市場化電價相關概念解析】系列內容，本期刊發系列（上），主要從電力市場相關主體切入，梳理市場化電價全景圖，對基本電價概念進行解析，期待您的交流和互動！

導語

電價，即以貨幣表現的電力產品價值。電價形成一方面必須遵循價值規律，以費用和效用為基礎；另一方面由于電能商品的同質性、不可存儲及不確定性等特殊屬性，在價值規律的原則下，有需要采行獨特的價格機制。

電力行業關系國計民生，長期以來有關部門對電力價格的調控和監管比較嚴格。伴隨著經濟發展，電力回歸商品屬性即電力價格市場化是發展的必然。

我國的電力價格改革總體上是漸進式的，歷經指導性電價與指令性電價并存、 “廠網分開”后標桿上網電價、煤電價格聯動等，這些舉措在不同歷史時期對電力保供穩價、確保能源安全發揮了重要作用。

2015年，新一輪電力體制改革開啟，我國進入了計劃與市場并行的雙軌制電價階段，實施獨立輸配電價監管，各省、直轄市和自治區通過開展多種形式的電力交易，實現了部分發電量價格的市場化和大工業用電價格的市場化。

2019年，發改委發文取消“標桿電價+煤電聯動”機制，自2020年起執行“基準價+上下浮動”的市場化機制。

2021年，發改委1439號文要求有序放開全部燃煤發電電量上網電價，取消工商業目錄銷售電價，加強與分時電價政策銜接，我國電價改革邁入新階段。

電力市場主體和市場化電價體系的構成

在了解市場化電價體系的構成前，我們首先需要對市場化電價的各類主體，即電力市場的主體構成進行梳理。

電力市場是電能的生產者和使用者通過協商、競價等方式就電能及其相關產品進行交易，通過市場競爭確定價格和數量的一種機制。

圖1 電力市場主體示意圖

如圖1所示，電力市場組成與運營是一個發電、交易、交付（輸配）、使用組成的大系統，在不同環節，其所涉及的主體和相應電價政策也均有所不同。

基于此，下文分別從銷售電價、交易電價、輸配電價、政府性基金及附加及上網電價來梳理和介紹市場化電價體系及其構成，如圖2所示。（售電公司和用電客戶之間的批發電價也歸并在交易環節，此文不作介紹。）

圖2 市場化電價全景圖

市場化電價相關概念簡介

（一）銷售電價

圖3 銷售電價示意圖

銷售電價是指終端用戶的用能價格。銷售電價由交易電價、輸配電價、政府性基金及附加為基礎，疊加一些峰谷電價、階梯電價、差別電價等調節電能消費的電價機制，形成最終的銷售電價。

當然這個“銷售電價”已經不是某一方銷售的電價，而是借用這個慣用的名詞，來指代消費側的電價。

1439號文取消了工商業目錄電價，當前的銷售電價可以簡單分為兩類：目錄電價和非目錄電價。

目錄電價是為保障居民生活用電和農業生產用電的價格穩定，由政府核準的電價；工商業用戶執行非目錄電價，就是直接由市場決定的會波動的電價，直接參與市場交易或通過售電公司等參與市場交易，沒有進入市場的，暫時由電網公司代理到電力交易市場購電。

分時電價是按不同季節（冬天或者夏天、豐水期或者枯水期等）、不同時段（一日之內的用電高峰和低谷），執行不同的電價，大部分省市的峰谷價差在3倍左右，引導用戶調整負荷的使用時間，以削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。

居民階梯電價，將居民電價按照用戶消費的電量分三檔定價，用得越多，電價越貴，一方面運用價格引導用戶調整用電行為，另一方面兼顧不同居民承受能力，建立有利于節能減排、減少電價交叉補貼、促進公平負擔的電價體系。

1439號文之后，煤電100%進入市場，居民和農業生產用電，也是電網公司到電力市場中交易來的（有一部分優先發電的低價電）。居民和農業生產用電的目錄電價低于成本價，是國家通過一定機制補貼的。以前是通過工商業的目錄電價核定，現在從分時電價、差別電價執行的盈余部分來支出。

政府對高耗能行業、產能嚴重過剩行業實施差別電價、懲罰性電價和階梯電價政策，如針對高耗能產能所征收的1.5倍差別電價，從而促進產業結構升級和淘汰落后產能。

雙碳目標下，發改產業〔2022〕273號文指出，堅持綠色發展，整合差別電價、階梯電價、懲罰性電價等差別化電價政策，建立統一的高耗能行業階梯電價制度，對未達到基準水平的企業，根據能效水平差距實行階梯電價。

實際電價水平，以江蘇一般工商業（1-10Kv）的2021年12月電價示例，如上圖3所示，銷售電價為0.6918元/KWH，其中交易電價0.4514元/KWH（約占65%，這部分每個月都會變化），輸配電價0.2110元/KWH（約占31%），政府性基金及附加0.0294元/KWH（約占4%）。峰電價1.1566元/KWH，是平電價的167%，谷電價0.3126元/KWH，是平電價的45%。

（二）交易電價

圖4 交易電價示意圖

交易電價是由發電企業與電力用戶、售電企業通過市場交易確定的價格。1439號文提出，尚未進入電力市場的工商業用戶在過渡期可由電網代理購電，因此，當前電力用戶通過交易中心或售電公司交易，或者由電網去代理購電。

在電力交易市場中，交易品種一般有電能量、電力輔助服務及發電容量等。

其中，電能量是主要交易品種，也是價格的主要部分，交易方式按交易和交付使用的時間提前量，分為中長期交易和現貨交易，交易形成的中長期交易價格（雙邊協商價格、集中交易價格）反映了長期的供需形勢，價格比較穩定，現貨交易價格（日前、日內和實時）反映短期甚至實時的供需形勢，價格波動較大。日內的結算價格，由各部分交易的電量及電價加權計算，還包括偏差考核、損益分攤等。隨著新能源的發展，電源側的波動也不斷加大，需要更多地依賴市場機制來調節供需，電價會更多地由現貨交易機制決定。

電力輔助服務是電能的特殊性決定的，除電能量外，還需保持電網的電壓和頻率及穩定性，這些需要一定數量的發電機組、變配電設備的“空”運轉，服務交易就是通過交易價格彌補這部分運營成本，也通過價格信號引導這部分設備實施的運轉。輔助服務交易的種類分為有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務。這部分交易的基準價和浮動范圍，比1439號文之前，有了較大幅度地提高。

容量市場保障系統在高峰時段有足夠的容量冗余，現在開展電力交易市場里，只有山東核定了容量電價，加在電能交易定價之上。

電網企業代理購電價格，主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。根據電網企業公布的代理購電用戶電價結構分析，代理購電價格由平均上網電價、輔助服務費用及其他構成。代理購電損益、保障性損益等都會納入代理購電成本并對外公布。

另外，發改辦價格〔2021〕809號規定，已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行，而這部分所形成的增收收入，納入其為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益統籌考慮。

由于市場化交易的流程、規則、出清結算、偏差考核等比較復雜，會在市場化電價相關概念解析（下）中詳細介紹。

（三）輸配電價

圖5 輸配電價示意圖

輸配電價指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱。由于電網輸配電環節具備自然壟斷屬性，輸配電價由政府制定，實行統一政策，分級管理。

當前已完成多個周期的輸配電價成本監審，初步建立起了我國輸配電環節的成本監審與價格核算體系。當然，輸配電價格改革是一項復雜而艱巨的任務，還需進一步理順輸配電價結構。

依據電能傳輸的距離和路徑，分為省內輸配電價、區域（跨省）傳輸電價、專項工程（高壓及特高壓輸電線路）輸電電價，如圖5。

本省電源輸配電價，省內自發自用，政府以省為單位核定的省級電網的輸配電價。發改價格規〔2020〕101號規定，省級電網輸配電價依據不同電壓等級和用戶的用電特性和成本結構，分別制定分電壓等級、分用戶類別輸配電價，在每一監管周期開始前核定，監管周期為三年。如圖所示，用電電壓等級越高，輸配電價越低。

跨省電源輸配電價，依據輸送路徑可以劃分為三段，即送出省輸電價格、中間線路部分的跨省跨區專項工程輸電價格（通過跨省跨區專項工程提供）或區域電網輸電價格（通過區域電網共用網絡提供）、輸入省的輸配電價。

101號文指出，已經明確為區域電網輸電服務的省級電網輸電資產，應當納入區域電網準許收入由區域用戶共同負擔，電量電費隨區域電網實際交易結算電量收取，由購電方支付；容量電費按照受益付費原則，向區域內各省級電網公司收取。如圖所示，遠距離輸配電的定價并不高，常見的特高壓輸電，大約一度電 5、6分錢，比大家想象得低，雖然建設成本高，但輸送能力也強大，平均下來就少了。

（四）政府性基金及附加

圖6 政府性基金及附加示意圖

向全體電力用戶分攤和電力行業相關的產業政策成本是各國通行的做法。政府性基金及附加由各省級電網企業在向電力用戶收取電費時一并代收，一般包含有5種，即重大水利工程建設基金、農網還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加、城市公用事業附加。此外，各省可能還有各種地方性基金。

各項政府性基金及附加有不同的征收地區、征收對象、征收標準、減免條件，而且這些規定往往會根據實際情況進行調整，但整體而言，該部分費用都較低。如圖6示例，江蘇省政府性基金及附加為2.94分，分別是國家重大水利工程建設基金0.42分，大中型水庫移民后期扶持基金0.62分及可再生能源電價附加1.9分（《省發展改革委關于江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》）

（五）上網電價

圖7 上網電價示意圖

上網電價是指發電主體的上網側的結算電價。近十多年，上網電價機制經歷了“標桿價”到“基準價+浮動”的市場價的重要變化，進入電力交易市場的，價格由交易雙方在規定的基準和浮動范圍內通過交易機制形成，未進入市場的，執行基準價。

我國電源結構以燃煤火電機組為主且今后相當一段時間內還很難改變，因此，我國發電機組的上網電價一直以燃煤機組上網電價為標桿，利于電廠的優化運營和優勝劣汰。不同電源類型發電成本差異較大，物價部門根據不同類型不同時期建設的電源，以成本加合理利潤為準核定了上網電價。

1439號文要求，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制，電力現貨價格不受上述幅度限制。現行燃煤發電基準價繼續作為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。2021年開始，風電項目、光伏項目（除戶用光伏以外）全面去補貼，實行平價上網。2021年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網電價，明確將上網電價確定為燃煤發電基準價。

在我國，水電上網電價政策呈多樣化格局，其上網電價主要分為按照“還本付息電價” 或“經營期電價”制定的獨立電價、省內執行的標桿電價和跨省跨區送電的協商電價三種模式。其中，抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，其上網電價與其他水電上網電價有根本區別，主要有電網統一經營、單一電量電價、兩部制電價和租賃電價。這是因為抽水蓄能電站是解決系統調峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發展而建設的水電站，擔負系統的調頻、調相和事故備用等輔助服務功能。

值得一提的是優先發電。優先發電是實現風電、太陽能發電等清潔能源保障性收購，確保核電、大型水電等清潔能源按基荷滿發和安全運行，促進調峰調頻等調節性電源穩定運行的有效方式。當下，優先發電的剩余電量可暫作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源，這也是為什么會出現電網公司代購電價格比售電公司更低的現象（如山東）。當然，低價只是暫時的，以市場化方式形成代理價格，建設公平、公正、公開的電力市場才是根本之策。

結語

衡量市場化改革成效的標準，即新的價格形成機制能否高效運作，準確、及時反映一次能源價格變化、市場供需情況等。當前的電力市場建設實施進展中，市場主體數量、交易規模等都躍遷式增長，交易組織、交易方式也都平穩持續豐富，但同時，電力市場的建設也面臨著電力系統的供需平衡、市場機制需要承接新能源的大規模接入，以及電力價格的穩定、一二次能源的價格合理傳導等挑戰，電價機制的發展和完善也必然是不斷適應新形勢變化、回應新發展要求的過程。

電價是優化電力資源配置的神經中樞和“無形的手”，在市場化交易中，電價水平的波動將成為“新常態”。電價的波動本質上反映正常的電力供需情況，只有充分反映供需變化的價格信號，并將價格波動傳導到終端用戶，才能合理引導資源配置。

下篇，我們就將從電能量交易價格方面助力讀者更進一步解析市場化電價，敬請關注！

【參考文獻】

[1].《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號 ）

[2].《國家發展和改革委員會關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號 ）

[3].《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號）

[4].《國家發展改革委關于核定2020-2022 年省級電網輸配電價的通知》（發改價格規〔2020〕1508 號）

[5]《國家發展改革委辦公廳關于陜北～湖北、雅中～江西特高壓直流工程臨時輸電價格的通知》（發改辦價格〔2021〕958號）

[6]《省級電網輸配電價定價辦法》（發改價格規 〔2020〕101 號）

[7]《省發展改革委關于江蘇電網2020-2022 年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》（蘇發改價格發〔2020〕1183 號

[8]《區域電網輸電價格定價辦法》（發改價格規〔2020〕100號）

[9]《關于印發促進工業經濟平穩增長的若干政策的通知》（發改產業〔2022〕273號）

[10]《電力輔助服務管理辦法》（國能發監管規〔2021〕61號）

[11]《關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》（國發〔2021〕4號）《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）

[12]《國家發展改革委、國家能源局關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》（發改運行〔2019〕144號）

[13]《抽水蓄能容量電價核定辦法》（發改價格〔2021〕633號）

[14]《中共中央國務院關于構建更加完善的要素市場化配置體制機制的意見》（中發〔2020〕9號 ）

[15]《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2013〕1130號）

[16]《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）