《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）的发布，提出用户侧终端电价由发电侧上网电价、输配电费以及系统运行费用三部分构成，输配电价通过成本加成方式计算形成，实际上已经完成了未来三年的输配电价改革，下一步还需深化发电侧上网电价与系统运行费用改革。其中电能量价格“随行就市”由市场形成，但是以国际经验来看系统运行费用将呈逐步上涨趋势，深化电价改革要做到两者间的统筹谋划。深化电价改革是推动能源结构转型升级和促进资源合理配置的关键一环，然而电价在我国经济社会中有着牵一发而动全身的巨大影响，必须寻求一个最佳的窗口期，保证社会各种要素和因素对改革相对有利，为推动改革提供有利环境。就像船只趁风势正好才能够顺利前行，抓住电价改革的窗口期，便能产生更大的推动力，穿过更小的阻碍，推进改革的航船驶向成功的彼岸。
（来源：微信公众号 电联新媒 作者：刘连奇）
上网电价制度改革必须统筹推进
电力是现代社会不可或缺的基础设施，直接关系到国家的生产力、社会福祉和可持续发展，深化上网电价改革、保证电力价格稳定不仅是促进宏观经济发展的重要前提，也是保证能源供给安全可靠、推进中国现代化建设的内在驱动。上网电价改革需要完成原本的综合上网电价向新的“市场化电价+系统运行费用”电价制度的转变，但是在新型电力系统建设中系统运行费用会上升，在电力市场建设中电价会波动，因此深化电价改革必须做到统筹推进。
充分认识综合上网电价制度向新上网电价制度稳定转变的重要性。电力商品不同于一般的普通商品，电力与社会生产和人民生活息息相关。随着电气化水平的不断提高，电力已经成为支撑国民经济发展的重要能源，为工业农业发展提供了重要的基础支撑，推动了中国从农业社会向工业社会的转变，支持了城市化的迅速发展，高科技产业、信息技术、通信技术等领域的发展都依赖于稳定的电力供应。因此上网电价制度改革不仅关系到电力行业的发展，更涉及国民经济发展的方方面面。如果上网电价制度的转变过程中出现的电价波动，引起终端用能价格水平变化过大，可能会影响到工农业生产稳定以及电力可靠供应，甚至会影响到国家的经济、政治和社会稳定。上网电价制度改革是深化电力市场化改革的关键，上网电价制度改革既要积极进取，又不能操之过急，“小步快跑”、稳妥推进，才能保证发挥电力在保障经济社会稳定发展中的重要作用。
总体稳定终端电价水平是疫后我国经济恢复发展的必然要求。过去三年时间，受到疫情反复影响，我国经济发展遭到了较大冲击，经济形势呈现供需两弱状态。2020年第一季度中国GDP出现首次负增长，2022年受到上海及长三角和珠三角的部分城市3月份疫情突然恶化影响，二季度中国GDP仅增长0.4%，大大低于此前4%以上的市场预测。2023年是抗疫结束首年，也是“十四五”规划承前启后的关键一年，2022年底中央政治局会议强调，全面深化改革开放，突出做好稳增长、稳就业、稳物价工作，为2023年经济工作定下“稳中求进”的总基调。实体经济和中小微企业特别是民间投资群体对电力商品价格尤其敏感，电价也是稳定经济增长不可或缺的一环。在我国经济面临较大的疫后修复压力，在经济发展逻辑和经济发展格局发生较大变革的关键时期，上网电价制度改革更需要慎之又慎，以电价水平稳定保证各行各业稳健复苏，切实维护经济发展与社会稳定大局。
新型电力系统建设加速是推进上网电价制度转变的外在动力。近年来在全球变暖影响下世界范围内各国对于减少温室气体的排放越加重视，但是碳减排在全球范围内属于全新课题，到目前为止没有成熟经验可供参考，实现碳减排过程本身就是成本上升的过程。我国在调整能源结构、减少碳排放领域的探索中取得了积极成效，但同时也积累了部分问题。一是以风电光伏为主的可再生能源发展缺乏价格信号规划引导，加剧电力供需失衡，在部分地区的发展规模甚至已经超过当地电力系统承受能力，因此近期国内（如辽宁）、国外均有地区发布暂停可再生能源并网政策。二是煤电在转型过程中无法保证经营环境，在新型电力系统建设中，煤电机组需要完成由电量支撑向兜底保障的调节性电源转变，随着可再生能源规模的不断扩大，煤电机组利用小时数不断下降的同时，为平衡可再生能源出力波动、保证系统稳定付出的调节成本却在不断上升，该部分系统运行费用目前还未能回收，经营环境的劣化迫使煤电行业发展陷入困境，从而导致系统可靠性容量不足，这也是造成近年来国内多地限电的主要原因。三是储能行业发展悬而未决，为配套可再生能源发展，国内配置的大量的储能设施，因市场价格机制的不健全等因素影响，盈利模式尚不清晰，建而不用问题日益突出。上述问题如果不及时采取措施加以解决，将会以愈演愈烈的形势进行发展，在未来可能会造成更大的损失，因此深化上网电价制度以及电力体制机制改革已迫在眉睫。
煤炭下降带来的上网电价制度改革的窗口期
上网电价制度的改革必须找到解决问题、加快发展的最佳时间节点，实际上随着煤炭价格与可再生成本下降，电力价格存在下降空间，加上能源结构转型以及为绿色价值付费成为社会共识等因素影响，深化上网电价制度改革的窗口期已经到来。
煤价处于下行趋势。2021年煤炭价格不断走高，在10月初突破2500元/吨，相比2021年初的500元/吨价格涨幅约400%，而后受到国家宏观调控政策影响，价格出现大幅度回落，到目前仍然呈现稳步下行趋势。国家统计局数据显示，今年1-6月份，电力、热力生产和供应业利润总额同比增长46.5%，表明煤价下跌带来的发电成本下降使火电行业的经营困难情况得到一定缓解。目前秦港电煤现货价格已经跌破850元每吨，较一季度每吨降低近300元，以火电厂度电煤耗320克计算，燃煤发电度电成本下降约为0.12元。在电力市场中，基本由煤电机组作为边际机组进行市场定价，结合长周期连续运行的现货试点省份运行结果来看，发电成本的下降会迅速在市场中通过价格反应出来，煤电机组的成本下降一定会带来上网电价的下降，所以煤价的下行趋势为上网电价制度改革带来第一个窗口期。
可再生成本快速下降。与燃煤机组所需较高燃料成本不同，以风电光伏为主的可再生能源发电边际成本几乎为零，成本主要集中在初始投资的建造成本。根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2021》显示，风电平均单位千瓦造价成本较2012年下降20%左右，光伏发电平均单位千瓦造价成本仅为2012年的30%左右。今年一季度国家能源局在新闻发布会中也强调，由于技术推动原因可再生能源发电成本依然在持续降低，而且当前陆上6兆瓦级、海上10兆瓦级风机已成为主流，量产单晶硅电池的平均转换效率也在不断提高。由此可见，未来随着技术的进步，可再生能源发电成本还会进一步降低，并且最终传导至用户侧，使得终端用能成本下降，为上网电价制度改革带来第二个窗口期。
可再生能源开发已经成为电源建设主体。我国可再生能源发展起步阶段呈现出较强的政策依赖性，对风电项目分地区分资源制定风电标杆电价，对光伏项目制定度电1元的标杆电价，以通过政策引导、高额利润等激励手段推动可再生行业快速发展。随着人们对环境保护的重视程度不断提高，能源结构转型深入人心，可再生行业发展由政策导向转为需求导向，在如今的可再生能源平价上网时代，仍有大量发电企业以及跨界转型企业主动进军可再生能源行业，以风电光伏为主的可再生能源飞速发展，已经进入历史性的新阶段。近日国家能源局发布数据显示，我国可再生能源装机达到13.22亿千瓦，约占总装机的48.8%，已经历史性地超过煤电，我国能源结构转型成效凸显，为上网电价制度改革带来第三个窗口期。
为绿色价值付费成为共识。在习近平生态文明思想的不断深入贯彻落实下，坚持“绿水青山就是金山银山”理念得到积极响应，越来越多的企业主动承担起经济发展全面绿色转型的社会责任，通过为可再生能源电力绿色价值付费方式来支付用能清洁化成本，更好地促进新型能源体系建设。同时随着电力市场的建设，可再生能源电力“绿色价值+市场”的定价方式得到越来越广泛的认可。7月份国家能源局已经提出积极做好包括分布式在内的光伏发电全面进入电力市场的各项准备。近期，随着《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）的印发，明确了我国将绿证作为绿色价值的唯一凭证，更是进一步将可再生能源的绿色价值属性与物理电量属性剥离，为上网电价制度改革带来第四个窗口期。
加快推动上网电价制度改革
煤电是电力供应的压舱石，而煤炭则是我国电力安全的命脉所在。2023年国家发改委发布的煤炭基准价定为675元/吨，远超过2021年之前535元/吨的基准价格，在煤价下降的同时为煤炭企业留出了比较充足的利润空间，不仅能保证煤炭的稳定供应，更进一步稳住了为深化上网电价改革带来的窗口期。值得注意的是改革的窗口期具有明显的时效性，稍纵即逝，不可能无限期延长，必须抓住机遇做好以下几个方面的工作，来促进推动上网电价制度改革，助力新型电力系统建设。
首先，加快建立容量补偿机制。电力市场竞争机制本质上为边际成本竞价，其固定成本需要通过配套的容量补偿机制进行回收，由于容量补偿机制的缺乏，可靠性装机投资意愿不足，同时可再生装机增速不断扩大，可靠性装机顶峰能力缺乏问题愈加严重，不仅会造成市场电价的上涨，同时还严重影响系统的安全可靠性，因此当前亟需建立容量补偿机制以激励可靠性电源投资。容量补偿机制在国家政策中也多次出现，例如1439号文的“探索建立市场化容量补偿机制”以及118号文的“加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制”，但由于受制于电价顾虑，政策要求迟迟未落地践行。电价改革窗口期的到来为建立容量补偿机制提供了宝贵的黄金节点，应及时把握窗口期，加快容量补偿机制的建立，实现可靠性电源容量价值的合理补偿，增强系统可靠容量的可靠性，保障“稳价”与“保供”的统筹推进。
其次，加快完善绿证制度。在电力市场建设中，可再生能源进入市场是大势所趋，其价格与火电一同“随行就市”，但是依照目前长期运行现货市场的省份出清结果来看，可再生能源市场出清价格均有不同程度的下降，加上没有辅助服务与容量补偿等其他系统运营费用收益的原因，需要建立绿证制度弥补其入市损失。随着1044号文件的公布，绿证制度已完成了供给侧改革，后续还需加快以需求侧为主的绿证制度配套机制建设，尽快推出绿证配额制度，促使全社会电力用户公平承担能源结构调整成本，形成绿色电力价值消费稳定需求，结合可再生能源入市后释放的社会福利，保证用户侧价格不会出现大的波动，同时促进绿色电力绿色价值的供需两侧形成闭环，加快推动形成完善的绿证制度，助力构建新型能源体系。
第三，推动辅助服务成本向用户侧规范疏导。长期以来，我国电力市场的辅助服务费用在发电侧以“零和游戏”形式进行分摊，但随着可再生能源装机占比增长，辅助服务费用将会越来越高，发电侧“大饼卷手指”的辅助服务费用分摊机制已经无法满足新型电力系统建设要求。辅助服务费用向用户侧疏导规范不仅是上网电价机制改革不可或缺的一环，也是电力市场建设的重要组成部分，但是辅助服务费用不能没有原则地进行疏导，必须由国家价格部门确定辅助服务计价公式，对发电企业进行成本监审确定限价标准，在以现货市场运行体现出准确的辅助服务费用的基础上，进行公平、有效、规范的疏导。2022年全国辅助服务总费用约320亿，按照工商业用电量5.23万亿千瓦时计算，度电分摊成本约为6厘钱左右，但是符合国际通行规范的部分不足2厘，煤电度电成本在今年已经下降0.12元，按照电量占比折算后为整体发电成本降低7分左右，当然考虑补亏等长期因素影响，虽然实际达不到这个降幅，但是仍然远超辅助服务带来的电价上涨，因此建议要抓住电价改革窗口期，打消地方政府电价上涨顾虑，及时建立疏导机制将辅助服务费用向用户侧疏导。
保持物价稳定，是我国实行的经济社会基本政策，事关千家万户切身利益与经济社会发展大局，保持能源价格稳定也是确保经济社会稳定运行的必要前提。我国当前处于能源结构转型的重要历史阶段，能源行业的后续发展与转型过程中产生的矛盾都促使我们必须深化上网电价制度改革。目前我国经济发展面临的主要问题为需求不足而不是供应成本过高，按照当前煤炭价格趋势以及可再生能源发展趋势看，电力行业发电成本依然具有足够的竞争力，为保证电价稳定的同时深化发电侧上网电价制度改革带来了窗口期。这个窗口期出现得恰逢其时，由于各方普遍认识到电价改革的紧迫性和必要性，社会各方面的支持更加容易获得，应尽快抓住机遇，及时建立机制推动改革，统筹推进原有综合上网电价向新的“市场化电价+系统运行费用”电价制度的转变，填补煤价下降带来的电价缺口，防止电价的剧烈波动对疫后经济恢复产生伤害。电价的适当降低既符合疫后经济发展规律，同时又提升了系统的可靠性，能够实现以更快的速度推动改革举措的落地和实施，落实保供稳价的政治要求。并且上网电价制度中有很多费用如系统运营费、容量补偿费用需要以年度为周期进行计算核定，同时机制的研究制定也需要时间，如果现在不抓住机会深化改革，很有可能会错失一年的时间，然而窗口期是有限制的，可能因为各种因素而迅速关闭，如若经济恢复后或者一次能源价格再次出现大幅波动，深化上网电价制度改革很可能会再次停摆。因此，抓住改革的窗口期需要高度的战略眼光和果断的行动，敏锐地分析形势，制定合适的改革计划，并迅速采取行动，在最佳的时机以最佳的方式，完善上网电价机制，推动上网电价制度改革进程。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。
