电力市场化探索始终伴随着我国电力行业发展，近年来我国电力市场建设取得了一定进展，特别是电力现货市场建设取得了重大的突破，电力现货市场与之前的计划体制最大的变化就是定价模型的改变，所谓竞争性的市场也是指价格完全由发用双方竞争形成，电力市场化改革不同阶段的定价模型分为政府计划定价、计划定价与竞价相结合以及完全市场化价格形成机制，通过对价格机制进行分析对比，可以清晰地感受到我国电力市场建设的实际情况以及未来的改革方向。当前我国电力市场化改革已经到了历史转折时期，亟需梳理国内市场价格机制，结合现在电力现货市场加速推进形式，通过相配套的顶层设计形成并普及真正市场化价格形成机制。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：刘连奇）
计划体制下的电源定价方式
我国电力行业以燃煤发电机组起步，随着技术的进步逐渐引入了其余各类型发电机组，因此燃煤发电价格也就成为电力行业价格锚点，研究燃煤发电的价格形成机制实际上就是研究了所有电源类型的价格形成机制。
2001年，原国家计委出台《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格〔2001〕701号），并且在2004年首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价水平，即“标杆电价”，之后以年度为周期根据发电企业燃煤成本的变化进行适当调整，结束了“一厂一价”的电力定价机制，统一了同省份内机组的电力价格，为后续的价格竞争做好了准备工作，为市场化竞价机制的形成做好了铺垫。
对于燃煤发电机组而言，机组建好后固定成本已经确定，所以标杆电价中变化部分主要为燃料成本，在2004年12月，国家发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，当时规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，由发改委组织地方价格主管部门进行相应的电价调整，但发电企业要自行消化30%的煤价上涨因素。煤电联动机制的出现，建立了“标杆电价+煤电联动”的定价模型，这种定价模型的本质是计划体制下完全由政府主导的核价机制，而电力市场化改革的核心就是要求“标杆电价+煤电联动”的定价模型完成向竞争形成价格的市场化价格模型的转变。
市场化定价机制
从我国历次进行市场化探索经验以及国外电力市场建设运行历程来看，未来我国电力行业市场化建设方向为建立以电力现货市场为核心的电力市场体系。电力市场体系主要分为现货市场、辅助服务市场以及容量市场，同时因为现货市场价格会根据供需形式变化出现一定的波动，需要依靠中长期交易机制来稳定价格预期，为电力现货市场价格避险，也就是常说的中长期机制的“压舱石”作用。
在辅助服务市场中，刨除因辅助服务产生的电能量费用（应在电能量市场中进行结算）以及调峰辅助服务市场费用（运行电力现货市场后不再运行调峰市场），辅助服务费用份额很小，通常只占据总电费的1%以下，所以在价格模型研究时不需过多考虑这一部分费用影响，市场费用主要为电力现货市场费用以及容量市场费用。容量市场是通过市场机制，回收因为电力现货市场相对较低限价存在而无法回收的一些费用，如若允许电力现货市场存在较高限价，那么机组固定成本等费用完全可以通过电力现货市场回收，也可不开设容量市场。
电力市场体系中最核心就是电力现货市场，电力现货市场中最核心的，当然也是所有市场机制中最核心的环节就是发现电力商品价格环节，也就是真正由竞争形成价格的市场化定价模型。我国电力现货市场模式为“全电量+集中竞价”市场模式，在该模式下，市场中发电侧全部电量通过报价或者做价格接受者方式参与市场竞争，根据供需情况以及安全约束条件出清形成真实的市场价格，市场化定价模型不受政府核定的燃煤基准价影响，完全基于发电侧以及用户侧的意愿形成，从而形成真正市场化价格。
那么没有现货的情况下到底怎么定价
在真正的电力市场中，电力价格是电力现货市场发现的，那么在未运行电力现货市场的“电力市场”中，到底是通过什么机制形成的价格呢？不妨让我们来看一看现在过去八年来的交易经验。
按照近年来各地交易经验来看，电力双方交易价格以燃煤基准价（基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定）为标尺，以燃煤价格为参考进行浮动。在该价格机制下，扣除地方政府要求强行让利的因素外（扶贫项目、电取暖、招商引资等），在燃煤价格上涨时，双方经过协商后的最终交易价格也会进行上涨；煤炭价格下降时，双方交易价格也会跟随下降。如果发电企业力量比较强，电价浮动超过用户侧预期，政府部门会入场协助用户与发电企业在正常电价水平内达成交易。当然，如果煤炭价格上涨过高，发电企业亏损严重，政府也会入场进行干预，调整电价上浮比例，维持发用双方间的公平。
所以在未开现货的电力市场中，影响电力商品价格的因素依然还是燃煤价格，电价依然根据燃煤价格在对政府核定的价格进行相应的调整，与原来“煤电联动”政策存在异曲同工之妙，那么当前电力市场中“基准价+上下浮动”的定价模型就呼之欲出，本质上还是披了一层“市场竞价”伪装的计划体制下的政府定价模型。
其中还存在一件很有意思的事情，那就是发用双方在没有谈拢的情况下，政府会进行介入干预，此时很难界定政府介入是对的还是错的。这是因为此时定价模型还是“煤电联动”，如果不是一方过于强势的话，政府也不会为了保护另外一方，要求交易价格达到联动的那个阈值，从这个角度来看，此时的介入干预发挥了有为政府作用。但是如果政府介入时忽略一方的承受能力，只是单纯地下压价格，那么这时的政府介入行为才可以定性为政府不当干预，而不能把所有的政府介入行为都认为是政府的不当干预。
通过对以上三种模型的对比，不难发现，第三种模型与计划定价时期模型本质相同，区别之处就是第三种模型在调整电价偏差环节引入了竞争机制，发用双方实际上还是在围绕政府制定的燃煤基准电价进行浮动价格的竞争，在没有政府介入时期在表面上来看可以号称实现了市场化竞价，但是电价模型在本质上未发生改变，与真正的市场化价格形成机制“形似而神不同”，并且在政府介入期间则又完全的回到了计划体制下的政府定价模型上，本质并未脱离政府核定电价机制的范畴。所以说要理顺竞价与市场化定价的关系，市场化定价一定是通过竞争形成，但是有竞价并不意味着市场化，电力商品的价格机制是否完成市场化的标志是建立市场化价格形成机制或者说定价模型，只引入竞价环节就宣扬已经完成电力市场化改革是不符合经济规律的错误行为，只有真正通过完全竞争性的定价模型形成价格才是真正完成了市场化改革，同时这也印证了“无现货、不市场”这一观点。
近期下发的813号文件也要求电力现货市场全面铺开，在全国范围内实现全覆盖，其中提到的全面铺开意味着全国范围内电力市场化定价模型的全面铺开，也从侧面表明了顶层设计中已经意识到了“单单引入竞价环节无法实现真正的电力市场化改革”，要真正实现电力市场化改革还需要建设电力现货市场。
现在有一种观点认为“开现货就是涨价”，其实这种观点是不正确的，完善的电力现货市场作用是发现价格，随着供需形势的变化发现的价格自然有涨有落，真正的市场化环境下电力价格也需要做到能升能降，市场形成价格并不等于降电价，不能存在只有降电价才能搞市场的想法。因此一边贯彻落实9号文要求建设电力市场，一边又因害怕电力现货市场发现的真实价格犹豫是否开展现货，完完全全是“叶公好龙”的自我矛盾心理，甚至存在通过不开展电力现货市场建设工作来保留其控制地方电价的手段的行为，既建不成真正的电力市场，也无法真正地落实国家顶层设计要求。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力行业从业者。
