从火电到核电，不同类型电力的定价机制有何异同？

从火电到核电，不同类型电力的定价机制有何异同？

在现代社会，电力如同经济发展和人们生活的血液，其定价机制的合理性至关重要。不同的定价方式在不同电力类型中有着不同的应用，同时，新的两部制电价也为优化能源价格体系带来新契机。本文将深入探讨电力定价机制的特点、不同电力类型的定价以及两部制电价对能源体系的影响。

政府定价与市场定价的特点与挑战

政府定价是以成本为基础的定价方法，其主要目标是补偿供电成本、形成合理收益并依法计入税金。这种定价方式的优势在于机制简明，价格相对稳定，便于将电价作为政策性调节工具，从而有效地控制垄断利润。例如，在一些特定的时期，政府可以通过调整电价来保障民生，确保居民和重要行业的用电需求得到满足。同时，政府定价也有助于在一定程度上平衡不同地区的电力供应和需求，促进区域经济的协调发展。

然而，政府定价也存在一些明显的缺点。首先，它高度依赖全面细致的成本审查，这不仅需要大量的人力、物力和时间，而且在实际操作中可能存在信息不对称的问题，难以准确反映供电成本的真实情况。其次，价格水平难以及时反映发用电成本的变化，这使得电力资源的配置效率往往不高。在市场环境快速变化的情况下，政府定价可能无法迅速适应供需关系的变化，导致电力资源的浪费或短缺。

市场定价则是在市场竞争下主要由供求关系决定价格的定价方法，其主要目标是高效配置电力资源。市场定价的优势在于价格水平能够准确、及时地反映电力供求关系的变化。当电力供应紧张时，价格上涨，从而刺激更多的电力生产和供应；当电力供应过剩时，价格下降，促使消费者增加用电需求。这种动态的价格调整机制使得电力资源的配置效率相对较高。

但是，市场定价也并非完美无缺。一方面，价格频繁波动会形成风险，对于电力生产者和消费者来说，都需要承担价格波动带来的不确定性。例如，企业可能因为电价的不稳定而难以制定长期的生产计划，居民用户也可能因为电价的上涨而增加生活成本。另一方面，在竞争不充分的情况下，市场定价容易形成价格操纵或市场失灵。这就需要配套严格的市场监管，以确保市场的公平竞争和价格的合理性。

不同电力类型的定价机制

火电上网电价

2004 年，发改委发布了一系列文件，确立了燃煤发电标杆上网电价制度，并建立了煤电价格联动机制。这一机制的核心是通过转换系数和比例系数，将煤炭价格的变化传导至电力价格，以实现煤炭和电力价格的合理联动。在电价联动周期方面，原则上以不少于 6 个月为一个周期，当煤价变化幅度达到或超过 5% 时进行电价调整。

随着电力市场改革的推进，燃煤发电市场化价格机制逐渐取代了原有的煤电联动价格机制。在 “基准价 + 上下浮动” 的价格机制下，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，不同类型的燃煤发电电量采用不同的计价方案。同时，发改委根据实际情况调整基准价和上下浮动的比例，以适应市场变化。2021 年，上下浮动幅度范围均扩大至 20%，大幅提升了火电的市场化程度。

水电上网电价

省内上网电价实行标杆电价制度，以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹供求关系和开发成本制定。

跨省区交易价格采用市场倒推电价，通过受电地区落地价扣减输电价格确定。

对于流域梯级水电站，推进流域统一电价模式，逐步实行统一的省内上网电价。

2014 年 2 月 1 日前投产的水电站，上网电价主要沿用此前的经营期上网电价政策。

核电上网电价

2013 年以前，核电站上网电价多采取一厂一价的定价策略。由于不同核电站的地理环境、技术路线和造价存在差异，一厂一价模式有助于覆盖成本。但这种模式下，核电站建设超期、超预算的现象屡见不鲜。

2013 年，发改委将核电站的定价机制改为标杆上网电价的电价方式，全国核电标杆上网电价不高于燃煤机组标杆上网电价。同时，对于承担核电技术引进、自主创新等任务的首台或首批核电机组或示范工程，允许其上网电价在全国核电标杆电价基础上适当提高。

2019 年，发改委对广东台山一期、浙江三门一期和山东海阳一期核电项目试行价格分别按照 0.4350、0.4203 和 0.4151 元每千瓦时执行，执行期从投产之日至 2021 年底为止。

风光项目上网电价

风光发电项目的上网电价从早期的政府定价逐渐向市场竞争定价转变。随着技术成熟和成本下降，风光发电项目的标杆上网电价逐年下调。

风力发电项目上网电价实行政府指导价，通过招标形成价格。陆上风电项目根据风能资源状况分为四类风能资源区，分别制定标杆上网电价；海上风电项目分为潮间带风电项目和近海风电项目，分别制定标杆上网电价，并鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定上网电价。

光伏发电项目上网电价以政府定价为主，2013 年参照风电项目分为三类太阳能资源区，分别制定光伏电站标杆上网电价，并对分布式光伏发电给予不同的补贴标准。2021 年，风光发电项目正式进入平价上网时代，中央财政不再补贴。

两部制电价优化能源价格体系

国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自 2024 年 1 月 1 日起，现行煤电单一制电价调整为由容量电价和电量电价构成的两部制电价。

煤电作为典型的重资产行业，实行两部制电价能够更加科学地反映成本构成。容量电价主要回收机组固定成本，电量电价主要回收变动成本，定价机制更加清晰，有助于带动优化整个电力市场的价格体系，更好地反映各类电源的容量、灵活性和生态环境价值。

在当前能源格局下，传统能源和新能源各有优劣。煤电碳排放高，但连续性和稳定性有保障；新能源相对绿色低碳，但具有间歇性和波动性。建立煤电两部制电价机制，既能缓解煤电企业经营压力，稳定行业发展预期，保障国家能源安全，又能对煤电的系统调节功能进行合理利益补偿，体现电力辅助服务市场建设原则。

此次印发的通知具有较强的可操作性和现实意义。它适用于合规在运的公用煤电机组，体现了政策的绿色低碳导向；设定不同时间点各地通过容量电价回收固定成本的比例，充分考虑地区差异性；明确容量电费分摊细则和煤电机组最大出力达标要求，可操作性、可核查性强；不涉及居民和农业用户，保证机制平稳实施。

未来，要持续推进电力、石油天然气、储能、消费端等方面的价格改革。在电力领域，完善分时电价机制、现货定价和交易机制；在天然气领域，探索建立有效的上下游价格联动机制；在储能领域，优化抽水蓄能两部制电价机制，探索新型储能价格机制；在能源消费端，推进差别电价、阶梯电价等政策，鼓励绿色消费。

总之，电力定价机制的不断探索和变革，对于实现电力资源的合理配置、保障国家能源安全、促进经济可持续发展具有重要意义。