完善电价机制 推进全国统一电力市场构建

建全国统一电力市场，并确保其稳健高效运转，一套科学、合理的电价体系与政策框架不可或缺。电价政策对于建设全国统一电力市场具有怎样的深远影响？就此，中能传媒记者专访了发展中国家工程科技院院士、华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇。

中能传媒：您如何看待电力定价和电力市场设计的意义？

陈皓勇：电力市场是人为设计的市场，是人类所创造的新生事物，必须回归经济学的理论源头并结合新型电力系统的技术特点进行深入思考和研究，才能找到切实可行的市场化改革之路。

电力定价和电力市场设计应以对电能价值规律的深入分析为基础，并建立基于电力系统优化规划、优化运行原理的数学模型。实时电价是基于经典微观经济学中的“社会福利最大化”原理形成的，在实际电力市场中一般由安全约束机组组合、安全约束经济调度等短期运行优化模型的拉格朗日乘子法求出。对于安全约束机组组合和安全约束经济调度模型，尽管在电力市场环境下需要采用这两个模型计算出实时电价或现货价格，但二者也适用于传统垄断模式下的电力系统优化调度。电力市场设计与运营的目标易被误认为是实现电力系统的经济调度，而忽视价值规律才是包括电力市场在内的所有市场价格形成的基础和市场经济运行的核心，而此时两个模型应被看成价值分析模型而非传统的优化调度模型。

在新能源大规模接入的背景下，由于新型电力系统的运行机理和稳定特性更加复杂，电能价值也将更为复杂。“同质同价”是市场中商品定价的基本原则。我们常说的电能同质性是从物理学意义上来说的，而电力市场中所交易商品的品质是从电力系统调度运行角度来说的。由于电能难以大量储存，发、用功率必须实时平衡，考虑到对电力系统调度运行和功率平衡的影响，电能商品的品质应从波动性、可控性、随机性3个维度进行衡量。其中，波动性是指功率相对于自身容量的变化幅度；可控性是指功率在一定范围内自由调节的难易程度；随机性与可控性有一定的关联，随机性大的电源或负荷一定难于控制，而随机性小的电源或负荷可能易于控制。应通过电价形成机制的设计，使市场交易结果符合“高质高价、低质低价”的规律。新型电力系统中的电能价值分析也需建立在电力系统优化规划、优化运行的数学模型基础之上。

中能传媒：请您谈谈哪些电价机制或政策能够促进全国统一电力市场的构建，这些政策有何具体作用和重要影响？

陈皓勇：我国电力行业传统上一般采用基于会计学的定价理论与方法，着眼于账面上的平衡，因而和一般商品定价没有本质区别，即会计成本（折旧、营运、税收）加上利润。同时，由于电力产品是国家重要的基础性资源，并非普通商品，因此电价除了商品属性，还有复杂的社会属性，体现国家的产业发展导向，因此历史上形成了一系列所谓的政策性电价，包括煤电价格联动电价、发电上网标杆电价、用户分类与目录电价、还本付息电价、脱硫电价、城乡用电同网同价、高耗能产业差别电价、可再生能源发电上网电价、居民用电阶梯电价等。

区别于会计学成本定价模式，市场化的电价取决于经济学成本与经济学效益，一般基于经济学中的“边际”概念，需要采用数学优化模型计算出来。从2002年国务院印发《电力体制改革方案》（即“5号文”）起，我国开始进行电力体制改革并建立合理的电价形成机制，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价，从会计学成本定价逐渐向经济学成本定价过渡，逐渐形成了发电、输配、售电的三环节电价。电能量价格形成机制逐渐由传统的政府定价转向由市场竞争形成。

2015年3月15日，中共中央、国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）。9号文旨在打破电网“统购统销”的经营模式，建立发电方（供给方）和用电方（需求方）的直接交易关系，将“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”作为改革重点任务。发电企业和电力用户（或售电公司）可以通过多种方式开展批发交易，形成电能量批发价格。售电公司和其代理的电力用户之间形成电能量零售价格。对于输配电价部分，价格核定的原则是“准许成本+合理收益”。因此，在新一轮电改所建立的电价体系中，用户终端电价的形成机制是：用户终端电价=市场电能量交易电价+输配电价+政府性基金及附加。

2015年以来，国家发展改革委、国家能源局发布了《省级电网输配电价定价办法（试行）》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》《输配电定价成本监审办法》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等一系列文件。这些文件涵盖了我国整个输配电价体系，建立了全环节输配电价监管制度框架。而输配电价也继续保留在新版《中央定价目录》中。

2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，指出“各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失”。因此，用户终端电价计算公式变为：用户终端电价=市场电能量交易电价+输配电价+辅助服务费用+政府性基金及附加。

在全国统一电力市场的构建过程中，这些电价机制和政策将得到继续保留和进一步完善，在跨省跨区电能量和辅助服务交易机制、跨省跨区输电价格方面可能有一些新的问题需要研究和解决。

中能传媒：推进全国统一电力市场体系建设需要在电价政策方面做哪些调整？

陈皓勇：随着高比例新能源接入电网，我国源荷时空错位矛盾愈发凸显，部分省份存在可再生能源消纳难题，而部分省份受限于资源禀赋则出现电力电量平衡难题。当前，省间交易壁垒依然比较严重，送端省份面对经济下行压力和市场承载能力，更愿意将高价电销往外地，而把便宜电留在本省；受端省份接受落地价格相对便宜的电能，挤占了本地发电企业的生存环境，交易意愿也不强；即使送端和受端有交易意愿的，加上相对昂贵、一省一省、一区一区叠加的输配电价，也缺乏成交的经济基础。因此，省间交易的电能量和输电价格形成机制都有待优化。

此外，虽然电力市场交易和电价形成机制正日趋完善，但省间电力交易尚未完全向用户侧开放，仍需以省级电网公司代理购电的方式参与，因此电价市场化尚不充分，需要进一步深化改革。不同省份和地区的电力市场交易和电价形成机制方面可能还存在一定程度上的差异和难以衔接之处，需要进一步标准化和规范化。