解碼電價(jià)及電力市場體系看電力市場化改革路在何方

解碼電價(jià)及電力市場體系，看電力市場化改革路在何方雙控、限電等不斷發(fā)酵，電價(jià)上浮空間逐漸打開。“雙控政策”本質(zhì)是碳中和

承諾下的能耗限制，“限電”本質(zhì)是煤價(jià)高企導(dǎo)致的用電缺口疊加局部電力疏

導(dǎo)不暢；“煤價(jià)”上升主要受產(chǎn)能等一系列內(nèi)外供需問題的影響。這一系列市

場異象導(dǎo)致我國電力市場的供需失衡頻發(fā)，進(jìn)而通過電力市場這一“樞紐”共

同推動(dòng)了電價(jià)上浮空間的打開。自

7

月份起，不斷有省份允許電價(jià)上浮；10

月

8

日，國常會(huì)進(jìn)一步將市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍由分別不超過

10%、15%，

調(diào)整為原則上均不超過

20%。10

月

11

日，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤

發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》，要求有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，

電力市場化進(jìn)程進(jìn)一步加快。在上述電價(jià)提升的傳導(dǎo)機(jī)制中，我們發(fā)現(xiàn)電力市場作為“傳導(dǎo)中介”對(duì)于提

高電價(jià)發(fā)揮了很大的疏導(dǎo)作用。因此我們將對(duì)我國的電力市場及電價(jià)機(jī)制做

出詳細(xì)分析。并以此展望我國電價(jià)制度和電力市場的發(fā)展將何去何從。一、近期事件梳理電力供需頻頻失衡。7

月份各地陸續(xù)出臺(tái)限電政策，通過限產(chǎn)、錯(cuò)峰用電等一系列措施

緩解電力供需偏緊現(xiàn)象。隨后

8

月份動(dòng)力煤價(jià)格飛漲，火電企業(yè)虧損面不斷擴(kuò)大，電力

供應(yīng)繼續(xù)承壓。8

月

17

日，能耗控制晴雨表發(fā)布，多地控制不及預(yù)期，各產(chǎn)業(yè)“限產(chǎn)”

情況持續(xù)加劇。9

月末，東北地區(qū)限制居民用電問題頻出，將市場上“限電”、“能耗雙

控”話題的討論推至高潮。市場化電上浮空間打開。隨著一系列電力供需失衡情況的發(fā)生，各地于

7

月份陸續(xù)出臺(tái)

政策允許電價(jià)上浮。10

月

8

日，國務(wù)院常務(wù)會(huì)議部署要做好今冬明春電力和煤炭等供應(yīng)，

保障群眾基本生活和經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)運(yùn)行。會(huì)議明確在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價(jià)格

穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍由分別不超過

10%、15%，調(diào)整為原則上

均不超過

20%，并做好分類調(diào)節(jié)，對(duì)高耗能行業(yè)可由市場交易形成價(jià)格，不受上浮

20%

的限制。10

月

11

日，發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的

通知》，要求有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，電力市場化進(jìn)程加快?！半p控政策”、“限電”和“煤價(jià)高企”共同推進(jìn)了電價(jià)的市場化改革進(jìn)程?！半p控政

策”本質(zhì)是碳中和承諾下的能耗限制，“限電”本質(zhì)是煤價(jià)高企導(dǎo)致的用電缺口疊加局

部電力疏導(dǎo)不暢；“煤價(jià)”上升主要受產(chǎn)能等一系列內(nèi)外供需問題的影響。這一系列市

場異象導(dǎo)致我國電力市場的供需失衡頻發(fā)，進(jìn)而通過電力市場這一“樞紐”共同推動(dòng)了

電價(jià)上浮空間的打開。電力市場在整個(gè)電力體系中有著極為重要的作用：電力市場可以

通過多時(shí)段交易疏導(dǎo)電力缺口從而緩解“限電”情況；與此同時(shí)“能耗雙控”本質(zhì)是電

力不清潔才導(dǎo)致的控制，而清潔的綠電不受雙控的限制，綠電交易市場通過交易價(jià)格更

高的綠色電力變相推高了電價(jià)；電力市場也可以通過市場化交易機(jī)制疏導(dǎo)煤價(jià)上漲導(dǎo)致

的發(fā)電成本高企的問題。因此，我們認(rèn)為電力市場在上述傳導(dǎo)機(jī)制中扮演了重要的“樞

紐”作用，市場上的各種“異象”導(dǎo)致的用電供需錯(cuò)配問題經(jīng)由電力市場得以緩解，最

終共同推動(dòng)了浮動(dòng)電價(jià)上浮空間的打開和電力市場化改革進(jìn)程的加快。在上述傳導(dǎo)機(jī)制途中，我們發(fā)現(xiàn)電力市場作為“傳導(dǎo)中介”對(duì)于電價(jià)的提升發(fā)揮了很大的疏導(dǎo)作用。我們將對(duì)我國的電力市場及電價(jià)機(jī)制做出詳細(xì)分析。并以此展望我國電價(jià)

制度和電力市場的改革方向。二、解碼電價(jià)及電力市場體系（一）電價(jià)1、電價(jià)決定機(jī)制上網(wǎng)電價(jià)、輸配電價(jià)、政府性基金及附加共同構(gòu)成銷售電價(jià)。當(dāng)前上網(wǎng)電價(jià)主要由固定

電價(jià)及浮動(dòng)電價(jià)兩部分構(gòu)成；輸配電價(jià)主要由電網(wǎng)及配輸電公司征收；政府性基金及附

加主要包括農(nóng)網(wǎng)還貸基金、國家重大水利工程建設(shè)基金、大型水庫移民后期扶持基金、

可再生能源發(fā)展基金等，此部分一般由用電側(cè)承擔(dān)，由電網(wǎng)代為征收，后返還給發(fā)電企

業(yè)。以上三部分共同決定電力用戶的使用價(jià)格，根據(jù)用電性質(zhì)不同，主要分為居民生活

用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、工商業(yè)及其他用電三類。2、電價(jià)改革歷程：2004

年前，全國各地實(shí)行的電價(jià)機(jī)制較為復(fù)雜。2004

年：煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制，首次確定燃煤上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)。發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于建立煤電價(jià)格

聯(lián)動(dòng)機(jī)制的意見》，標(biāo)志著標(biāo)桿電價(jià)的確立。以

6

個(gè)月為周期，根據(jù)煤價(jià)調(diào)整電價(jià)，電

企消納比例占比

30%，即要承擔(dān)

30%的煤價(jià)上漲責(zé)任。2012

年：調(diào)價(jià)周期延長，電企消納比例降低。2012

年國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于深化電煤市場化

改革的指導(dǎo)意見》，標(biāo)志著電煤價(jià)格雙軌制將成為歷史?！兑庖姟芬?guī)定了電煤價(jià)格波動(dòng)

幅度超過

5%時(shí)，以年度為周期，相應(yīng)調(diào)整上網(wǎng)電價(jià)，同時(shí)將電力企業(yè)消納煤價(jià)波動(dòng)的比

例由

30%調(diào)整為

10%。一方面，主要關(guān)注點(diǎn)為調(diào)價(jià)周期延長至一年，避免電價(jià)頻繁上漲

對(duì)經(jīng)濟(jì)造成的負(fù)面影響；另一方面，電力企業(yè)消納煤價(jià)波動(dòng)的比例由

30%調(diào)整為

10%，

由其他主體承擔(dān)的比例由

70%升至

90%，緩解了煤價(jià)劇烈波動(dòng)對(duì)電廠成本的沖擊。2015

年：煤電價(jià)格實(shí)行區(qū)間聯(lián)動(dòng)，分檔累退聯(lián)動(dòng)。以中國電煤價(jià)格指數(shù)

2014

年各省(價(jià)

區(qū))平均價(jià)格為基準(zhǔn)煤價(jià)(444

元/噸)，當(dāng)周期內(nèi)電煤價(jià)格(每期電煤價(jià)格按照上一年

11

月

至當(dāng)年

10

月電煤價(jià)格平均數(shù)確定)與基準(zhǔn)煤價(jià)(444

元/噸)相比波動(dòng)超過每噸

30

元的，對(duì)

超過部分實(shí)施分檔累退聯(lián)動(dòng)。2020

年：燃煤發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)實(shí)行“基準(zhǔn)+浮動(dòng)”的電價(jià)機(jī)制。從

2020

年

1

月

1

日起取消

煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化機(jī)制。

基準(zhǔn)價(jià)按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)確定，浮動(dòng)范圍為上浮不超過

10%、下浮原則

上不超過

15%，具體電價(jià)由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價(jià)確定，但

2020

年暫不上浮。3、風(fēng)光電價(jià)是在標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上的延伸可再生能源上網(wǎng)電價(jià)由脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)和可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼兩部分構(gòu)成。早期

因?yàn)樾履茉窗l(fā)電前景不明朗、技術(shù)不成熟等原因?qū)е滦袠I(yè)整體成本較高，為了促進(jìn)可再

生能源行業(yè)的發(fā)展，國家對(duì)可再生能源行業(yè)提供資金和政策支持，引導(dǎo)行業(yè)的發(fā)展。根

據(jù)《可再生能源法》，新能源上網(wǎng)電價(jià)主要包含脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和可再生能

源電價(jià)補(bǔ)貼兩部分，前一部分由電網(wǎng)公司直接支付，后一部分補(bǔ)貼電價(jià)由公司發(fā)電項(xiàng)目

并網(wǎng)后，根據(jù)國家發(fā)改委、財(cái)政部和能源局要求，逐級(jí)申報(bào)補(bǔ)貼目錄或補(bǔ)貼清單，發(fā)電

項(xiàng)目列入補(bǔ)貼目錄或補(bǔ)貼清單后方可獲得可再生能源補(bǔ)貼。補(bǔ)貼從可再生能源發(fā)展基金

撥付，基金來自于用電用戶支付的可再生能源附加費(fèi)，已包含用戶在實(shí)際支付的電費(fèi)中。風(fēng)光經(jīng)歷了由補(bǔ)貼到平價(jià)的過程：2007

補(bǔ)貼序幕拉開：光伏最早于

2007

年開始征收可再生能源附加，自此打開了“補(bǔ)貼”

時(shí)代的序幕。可再生能源附加：火電標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上給予補(bǔ)貼。補(bǔ)貼時(shí)代（2007-2020）：隨后光伏補(bǔ)貼不斷下調(diào)，電價(jià)自

2011

年

1.15

元/千瓦時(shí)后每年

降幅在

0.05-0.15

元/千瓦時(shí)不等。2013

年國家劃分出不同的資源區(qū)，根據(jù)不同資源區(qū)太

陽能的資源稟賦的不同給予一、二、三類資源區(qū)不同的電價(jià)。平價(jià)時(shí)代（2021-）：2020

年，除部分分布式光伏還有

0.1

元/千瓦時(shí)的補(bǔ)貼外，集中式

光伏基本已經(jīng)實(shí)現(xiàn)全面平價(jià)上網(wǎng)。除海上風(fēng)電外，風(fēng)電平價(jià)時(shí)代也已來臨。4、水電電價(jià)較為特殊，電價(jià)制定方法較為多樣部分水電站為大型水利工程的附屬部分，在電價(jià)制定時(shí)不同電站的差異較大，目前主要

有以下電價(jià)制定方案：一廠一價(jià)：如葛洲壩電價(jià)、三峽電站（發(fā)改委單獨(dú)制定）；同流

域同價(jià)；市場化電價(jià)：主要在水電大省且市場化電占比高的省份，如云南、四川；成本

倒推電價(jià)：如溪向電站等。（二）電力系統(tǒng)：樞紐作用1、電力市場框架（1）電力市場主要交易競爭性電量我國總體電量總體包括保障性電量及競爭電量兩部分,大致可分為兩條路徑滿足社會(huì)各

方面的用電需求。第一條路徑為主要滿足保障性用電需求：保障性電量由國家管理部門

統(tǒng)籌計(jì)算得出，由政府統(tǒng)一定價(jià)，目的為滿足民生等保障性用電需求。第二條路徑為滿

足市場化用電需求：此路徑主要交易競爭性電量，競爭性電量經(jīng)由各地電力交易中心，

滿足工商業(yè)用電等市場化的用電需求。在電力交易體系中的交易電量主要為第二條路徑

中的競爭性電量。（2）電力市場交易電量占比約三成從全國來看，市場化電比例逐年提升。2021

年

1-8

月份全國累計(jì)市場化電交易占全部用

電量的比例達(dá)到

34.8%，為近五年來最高水平。從地域來看，部分地區(qū)市場化電交易水

平遠(yuǎn)超平均。按照云南省披露的市場化電交易情況來看（剔除跨省跨區(qū)交易部分），云

南市場化電交易水平遠(yuǎn)高于全國，自今年

8

月份以來，市場化交易占比達(dá)

7

成。（3）電力市場目前格局以中長期、省內(nèi)交易為主電力市場經(jīng)過多年發(fā)展，國務(wù)院、發(fā)改委多次發(fā)文進(jìn)行改革。經(jīng)過不斷的發(fā)展，我國目

前形成了以中長期交易和現(xiàn)貨交易為主，并輔以開展調(diào)頻、調(diào)峰、備用等輔助服務(wù)交易

和發(fā)電權(quán)交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關(guān)交易的電力市場交易系統(tǒng)。2、電力交易市場各部分分析1）現(xiàn)貨市場現(xiàn)貨市場主要開展短期內(nèi)（數(shù)日到數(shù)分鐘）的能量交易。在短時(shí)間內(nèi)引導(dǎo)資源的合理配

置，提升資源利用率。電網(wǎng)實(shí)時(shí)出現(xiàn)的偏差可通過現(xiàn)貨市場的交易實(shí)現(xiàn)電力的供需瞬時(shí)

平衡。2）中長期交易市場中長期交易市場主要開展電能量交易，靈活開展發(fā)電權(quán)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易，根據(jù)市場

發(fā)展需要開展輸電權(quán)、容量等交易。目前電力市場交易主要以中長期為主，以省內(nèi)交易為主。2021

年

1-8

月全國累計(jì)市場交

易電量為

2.4

萬億千瓦時(shí)，由于未披露現(xiàn)貨與中長期占比情況，從中長期省內(nèi)交易電量與

中長期和現(xiàn)貨的省間交易電量口徑計(jì)算，最保守情況下中長期占比超

80%。3）輔助交易市場輔助交易市場主要維持發(fā)電與用電的實(shí)時(shí)平衡，從而保證電網(wǎng)頻率的相對(duì)恒定，主要進(jìn)

行調(diào)峰調(diào)頻，還有部分抽水蓄能交易。2009

年

5

月，京津唐電網(wǎng)根據(jù)華北區(qū)域輔助服務(wù)

與并網(wǎng)考核實(shí)施細(xì)則，率先在全國建立了基于成本加合理收益的輔助服務(wù)交易機(jī)制，隨

后輔助服務(wù)交易陸續(xù)在華東地區(qū)等地開展。在新能源大量并網(wǎng)的背景下，輔助交易市場

的重要性愈發(fā)凸顯。4）發(fā)電權(quán)市場發(fā)電權(quán)交易是指發(fā)電企業(yè)將基數(shù)電量合同、優(yōu)先發(fā)電合同等合同電量，通過電力市場交

易搭建的交易平臺(tái)，以雙邊協(xié)商、集中競價(jià)、掛牌等市場化方式向其他發(fā)電企業(yè)進(jìn)行轉(zhuǎn)

讓的交易行為。特征是以大代小、以清潔能源機(jī)組代替化石能源機(jī)組。原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保

機(jī)組替代替代低效、高污染火電機(jī)組及關(guān)停發(fā)電機(jī)組發(fā)電，由水、風(fēng)、光、核等清潔能

源發(fā)電機(jī)組替代低效、高污染火電機(jī)組發(fā)電。5）綠電交易綠色電力市場指以綠色電力產(chǎn)品（當(dāng)前主要為風(fēng)光非水電力，后期有望納入水電）為標(biāo)

的的以滿足電力用戶購買、消費(fèi)綠色電力需求的中長期電力交易市場。首批綠電交易電

量

79.35

億千瓦時(shí)，共

17

個(gè)省份

259

家市場主體參與，較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價(jià)格溢價(jià)

0.03-0.05

元/千瓦時(shí)。從廣東省披露數(shù)據(jù)來看，2021

年

1-6

月共成交

1049

萬千瓦時(shí)的綠電，在基準(zhǔn)價(jià)基礎(chǔ)上上

浮

0.0188

元/千瓦時(shí)，其中風(fēng)電成交占比較大（占

81%），價(jià)差稍低于平均，為+0.0161

元/千瓦時(shí)；光伏成交占比較?。ㄕ?/p>

19%），價(jià)差高于平均，為+0.03

元/千瓦時(shí)。三、改革路在何方？（一）電價(jià)方面1、多地允許正價(jià)差，電價(jià)已有所上調(diào)隨著近期煤價(jià)持續(xù)走高，電力市場呈現(xiàn)供給偏緊的局面，各地拉閘限電問題頻發(fā)。在此

背景下，為疏導(dǎo)發(fā)電企業(yè)的成本問題，目前已有多個(gè)省份相繼出臺(tái)政策允許競價(jià)交易電

價(jià)的折價(jià)可正可負(fù)，允許浮動(dòng)部分的市化電價(jià)上調(diào)不超過

10%。此前市場化電競價(jià)交易

均折價(jià)成交，從廣東省電力交易中心的成交數(shù)據(jù)來看，

9

月份競價(jià)交易部分電價(jià)折價(jià)幅

度已為零。目前也有多個(gè)省份相繼允許浮動(dòng)部分電價(jià)上調(diào)。內(nèi)蒙古最早在

7

月份已出臺(tái)相關(guān)規(guī)定允

許市場化交易部分電價(jià)上浮不超過

10%，隨后寧夏、廣東、安徽、湖南等多地也陸續(xù)出

臺(tái)允許電價(jià)上浮的政策。從目前主要省份的電價(jià)來看，若按照電價(jià)最高上浮

10%，則最高上浮的區(qū)間大致在

2-4

分左右（寧夏：2.595

分/千瓦時(shí)、廣東：4.53

分/千瓦時(shí)）。隨著國常會(huì)將電價(jià)上浮空間

進(jìn)一步打開，目前電價(jià)最高允許上浮

20%，電價(jià)最高上浮空間有望實(shí)現(xiàn)倍增，即大致在

5-9

分左右。2、還原電力商品屬性：由價(jià)值決定價(jià)格，由供需反映波動(dòng)價(jià)值決定價(jià)格。我國電力行業(yè)目前公用事業(yè)的屬性較為明顯，市場化改革后，市場化電

部分幾乎全部為折價(jià)成交，相當(dāng)于變相降低標(biāo)桿電價(jià)讓利下游企業(yè)。電力改革不斷深入

后，電力有望回歸商品屬性，回歸價(jià)值決定價(jià)格，用戶對(duì)電力質(zhì)量的不同需求決定不同

電價(jià)，比如有不間斷電力需求的用戶相較需求靈活的電力用戶支付合理的溢價(jià)等等。供需反應(yīng)波動(dòng)。電價(jià)由市場的短期供需決定。以美國為例，美國電價(jià)呈現(xiàn)出明顯的季節(jié)

特征，夏季用電需求旺盛，年內(nèi)電價(jià)峰值相較于低谷提價(jià)幅度在

8%左右。目前我國電價(jià)

上浮一般要經(jīng)由各地政府部分層層審批，且只有市場化交易部分才有上浮空間。未來電

價(jià)并入市場軌道后，電價(jià)調(diào)整將更為靈活，將交由市場疏導(dǎo)成本變動(dòng)。目前來看，煤價(jià)飆漲至原來翻倍水平時(shí)，各地才陸續(xù)打開浮動(dòng)電價(jià)的上調(diào)空間。電價(jià)調(diào)

整極為滯后，非常不利于火電企業(yè)的成本疏導(dǎo)，企業(yè)發(fā)電意愿低一定程度上會(huì)導(dǎo)致電力

系統(tǒng)“無電可用”、“拉閘限電”的不良局面。在良性的經(jīng)濟(jì)體系中，應(yīng)發(fā)揮市場的積

極作用，引導(dǎo)供需合理反映價(jià)格波動(dòng)，通過市場“看不見的手”引導(dǎo)資源有效配置，維

持系統(tǒng)的穩(wěn)定性。（二）電力系統(tǒng)方面1、市場交易體量上看：市場化交易電量有望進(jìn)一步增長市場化交易逐年提升，近五年提升比例已近

10%。隨著市場交易電量的增多，電力市場

扮演的角色也將愈發(fā)重要，作為調(diào)節(jié)的重要樞紐，電力市場的重要程度將持續(xù)提升。2、市場交易方式上看：有望實(shí)現(xiàn)更為統(tǒng)一的全國性電力交易市場目前省內(nèi)交易占主要部分。2021

年

1

月-8

月，省內(nèi)交易電量占總市場交易電量

80.4%，

省電力市場在整個(gè)電力市場體系中貢獻(xiàn)主要作用。省內(nèi)、省外并重，中長期、現(xiàn)貨并重或是未來電力市場改革的主要方向。一方面通過跨

區(qū)跨省中長期交易實(shí)現(xiàn)資源的大范圍優(yōu)化配置;另一方面通過靈活的短期交易消解電力

系統(tǒng)中新能源波動(dòng)性帶來的調(diào)峰調(diào)頻問題，現(xiàn)貨市場的角色將進(jìn)一步提升，實(shí)現(xiàn)省內(nèi)、

省外并重，中長期、現(xiàn)貨并重的新型電力市場。近期來看，建立多種類型