中國儲能網(wǎng)訊：在2015年新一輪電改之前，我國電價主要由政府主管部門核定，這種定價方式在很長一段時間內保障了電力的穩(wěn)定供應和公共利益。但隨著經(jīng)濟社會環(huán)境日趨復雜，政府定價模式已經(jīng)無法及時、有效地反映市場供需關系，不利于電力資源的有效配置。因此，電價市場化成為我國電力體制改革的核心內容之一。
本文將追溯我國電價市場化的演變歷程，并解析現(xiàn)行電價體系的構成方式。
我國電價體系的演變脈絡
我國電價市場化進程最早可以追溯到第一輪電力市場化改革。2002年4月國務院發(fā)布《電力體制改革方案》，將電價劃分為上網(wǎng)電價、輸電電價和配電電價以及終端銷售電價，上網(wǎng)電價由政府定價和市場競價組成，但從實際執(zhí)行效果來看，依然缺乏有效的市場競爭機制，也未建立合理的輸配電價標準和核定方法。
2015年，我國啟動新一輪電改，建立了“放開兩頭，管住中間”的改革框架，其核心指導思想是要對輸配電環(huán)節(jié)進行政策性強監(jiān)管，在發(fā)電側、售電側減少政府干預、推動市場競爭。在這一改革框架下，我國全面推進輸配環(huán)節(jié)電價的單獨核定與發(fā)售環(huán)節(jié)電價的市場形成機制。此后，電價方面的多次調整都是在2015年電改框架下推進的。
（一）2015年之前：發(fā)用電價格由政府核定，輸配電價缺位
2015年之前，我國電價主要有發(fā)電側上網(wǎng)電價和用戶側銷售電價兩類，價格形成機制以“計劃模式”為主，長期實行政府定價，即發(fā)電側上網(wǎng)電價執(zhí)行政府按照發(fā)電機組類型、分地區(qū)核定的標桿電價；用戶側用電價格執(zhí)行政府核定的目錄銷售電價；輸電環(huán)節(jié)沒有明確的價格，電網(wǎng)企業(yè)的盈利主要來自購售價差。
圖1 2015年前電價體系示意圖
（二）2015年：發(fā)用電價格開始放開，輸配電價單獨核定
2015年，我國啟動新一輪電力市場改革，中央發(fā)布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，提出要“管住中間、放開兩頭”，明確輸配電價單獨核定，并推動發(fā)售環(huán)節(jié)電價由政府定價向市場定價轉變。但由于發(fā)售環(huán)節(jié)放開程度有限，我國電價機制也進入了“計劃電”與“市場電”雙規(guī)并行的時代。
圖2 2015年-2021年電價體系示意圖
（三）2021年：煤電、工商業(yè)用戶全面實行市場定價
2021年，煤價大幅上漲引發(fā)大規(guī)模缺電問題，筆者理解其原因在于價格變化未能有效傳導，煤電上網(wǎng)電價無法及時隨煤價上漲調整，用戶用電價格市場化程度有限且長期只跌不漲的情況，導致煤價上漲的成本無法向下游終端用戶傳導，煤電企業(yè)陷入大面積虧損狀態(tài)，出力意愿降低。
在此背景下，我國進一步放開了電價限制。2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，在發(fā)電側推動燃煤發(fā)電原則上全部進入市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網(wǎng)電價；用戶側明確要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場（部分用戶以代理購電形式參與市場），取消工商業(yè)目錄銷售電價。
圖3 2021年-2023年電價體系示意圖
（四）2023年：第三監(jiān)管周期輸配電價核定，對部分細節(jié)做了調整，線損和系統(tǒng)運行費用單列
我國自2015年開啟新一輪電力體制改革以來，輸配電價已歷經(jīng)兩輪改革。2023年，我國啟動了第三監(jiān)管周期輸配電價核定，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于第三監(jiān)管周期區(qū)域電網(wǎng)輸電價格及有關事項的通知》，明確將系統(tǒng)運行費用、線損費用單列。工商業(yè)用戶電價由市場化方式形成的上網(wǎng)電價、輸配電價、線損折價、系統(tǒng)運行費、政府性基金及附加組成。
圖4 2024年至今電價體系示意圖
我國現(xiàn)行電價機制及構成方式
電價市場化進程是一個循序漸進的過程。在這一過程中，用戶側（工商業(yè)用戶）形成了含上網(wǎng)電價、輸配電價、線損折價、系統(tǒng)運行費和政府性基金及附加的多元電價體系。
這一電價體系中的不同電價科目形成方式不同。上網(wǎng)電價已基本形成由市場決定價格的機制，但也存在部分非市場化電源仍以政府定價為主；輸配電價以三年為周期由政府核定；線損折價與各網(wǎng)省線損率相關；系統(tǒng)運行費各省明細不同，價格也不同；政府性基金及附加由政府核定。
下面，本文將逐一闡述不同電價科目的形成方式。
（一）上網(wǎng)電價
上網(wǎng)電價是我國電價市場化改革的核心環(huán)節(jié)之一。隨著電改的推進，我國上網(wǎng)電價已經(jīng)逐步從政府定價向市場定價轉變，但仍存在兩種定價機制并存的情況。
上網(wǎng)電價執(zhí)行政府定價的主要是優(yōu)先發(fā)電機組，包括承擔調峰調頻、電壓支撐、基荷任務的各類火電機組，以熱定電機組和部分新能源發(fā)電、水電、核電，以及跨省跨區(qū)送受電機組。
執(zhí)行市場定價的主要是已經(jīng)參與市場化交易的發(fā)電機組，市場化機組的價格形成方式主要有雙邊協(xié)商、掛牌交易、集中競價等。
其中，雙邊協(xié)商由購售雙方自行約定交易價格和交易電量；掛牌交易由一方通過交易平臺將交易電量、交易價格等信息對外掛牌，另一方摘牌則交易成立；集中競價是根據(jù)購售雙方申報曲線、按照邊際出清方式形成市場價格，當前由于電力市場仍處于完善過程中，用戶側還可以以報量不報價的方式參與競價。
圖5 集中競價邊際出清價格示意圖
（二）輸配電價
輸配電價自2015年新一輪電改起（實際2014年開始）明確按照“準許成本加合理收益”（即準許收入）原則進行核定。由于各省電網(wǎng)成本不同，輸配電價需要分省核定。各省級電網(wǎng)輸配電價核定一般以三年為周期。各省級價格主管部門預先核定電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務未來三年的準許收入，再以準許收入為基礎核定分電壓等級和各類用戶輸配電價。
1、準許收入核定
各省級電網(wǎng)輸配電準許收入按照“準許成本+合理收益”的原則，根據(jù)電網(wǎng)的投資建設情況和必要合理的成本費用水平核定。理論上輸配電準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成，具體涉及薪資、投資建設、運維、科研投入等多方面。
準許收入=準許成本+準許收益+稅金
2、輸配電價計算
輸配電準許收入核定后，可以根據(jù)省級電網(wǎng)預估的未來三年內發(fā)生的用電量核定輸配電價。
輸配電價=準許收入÷預估用電量
但由于用戶側電壓等級不同，享受的輸配電服務也不同。電壓等級越低的用戶，享受輸配電服務時涉及的電網(wǎng)環(huán)節(jié)更多，其對應的成本更高。因此，輸配電價根據(jù)用戶電壓等級分別定價。
各電壓等級輸配電價=該電壓等級總準許收入÷本電壓等級的預估電量
圖6 輸配電價分電壓等級核定示意圖
3、輸配電價調整
在三年核價周期內，由于實際用電量與預估電量通常存在偏差，電網(wǎng)企業(yè)的實際輸配收入與核定輸配收入存在差額。差額部分原則上計入下一監(jiān)管周期進行統(tǒng)籌處理。因此，在計算未來三年輸配電價時，需要考慮上一周期的損益或盈余。
輸配電價=（準許收入+上一周期盈虧）÷預估電量
圖7 輸配電價調整示意圖
（三）線損
線損是從發(fā)電到用電，電能量運輸過程中損耗的部分，包括線路、變壓器等電力傳輸過程中發(fā)生的各類損耗。線損費用在前兩個輸配電價核定周期都是包括在輸配電費之內，2023年第三個輸配電價核定周期開始，列為電價構成中的獨立項，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用按實際購電上網(wǎng)電價和綜合線損率計算。
線損折價=上網(wǎng)電價×綜合線損率÷（1-綜合線損率）
注：綜合線損率由各電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一核算。
（四）系統(tǒng)運行費用
系統(tǒng)運行費一般包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費、煤電容量電費等，不同省份明細不同。各項費用根據(jù)預估電量進行折價計算，匯總形成系統(tǒng)運行費用價格。
圖8 系統(tǒng)運行費用折合度電水平示例
（五）政府性基金及附加
政府性基金及附加按政府核定標準執(zhí)行，目前主要包括重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加等。
結語
從我國電價的演變脈絡和構成方式來看，我國電價機制仍處于從政府定價向市場化競價模式轉變的過渡階段，市場“看不見的手”和政府“看得見的手”共同發(fā)揮著調控作用，協(xié)調著電力資源的高效配置和公平利用。未來，隨著電力市場競爭機制的完善，市場在電價形成中將發(fā)揮更大作用，同時政府也將繼續(xù)加強監(jiān)管和調控力度。
