新一轮电力体制改革下水电价格机制优化探讨

郑正 王小洋

摘  要： 新一轮电力体制改革的核心在于建立真正有效的电力市场机制，构建有效竞争的市场结构及体系，电价改革是新一轮电力体制改革的关键点。我国水电上网定价存在以政府定价为主、无法合理反映外部性和市场价值、部分定价机制实施难度较大等突出问题;建议我国完善政府水电上网定价管理机制、推动试行“两部制”水电定价机制、统一流域梯级水电站省内上网电价、健全跨省跨区水电交易规则与价格机制，推动水电行业健康发展。

关键词：[HTK]电力体制改革  水电定价  优化路径

一、引言

2015年3月，中共中央国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），开启了新一轮电力体制改革的大幕。新一轮电力体制改革的核心在于构建真正有效的电力市场机制[1]，建立有效竞争的市场体系以及市場结构，进一步形成以市场为主决定能源价格的机制。可以看出，新一轮电力体制改革的关键点是电价改革，通过推进电价改革，建立市场化的电力产品定价机制。新电改中发9号文中还提出，要坚持清洁、高效、安全、可持续发展的总体思路。我国的水能资源比较丰富，无论按储藏量还是按可供开发的资源量计算，我国水能资源均居世界第一。水电装机规模占全国电力总装机规模的184%，占清洁能源总装机规模近一半，已经成为我国主要的清洁能源。

合理的水电价格形成机制是水电健康发展的制度基础[2]，是促进水电行业投资发展的重要因素。我国水电上网电价形成机制经历了无上网电价、还本付息电价、经营期电价、标杆电价和过渡时期的模拟市场定价五个阶段。2014年，国家发展改革委印发了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号）。目前，我国水电上网电价形成机制主要包括经营期电价、标杆电价、市场倒推电价、流域统一电价四种。其中，经营期电价反映了不同水电站的成本，适用于我国大多数水电企业上网电价。标杆电价主要适用于在本省上网的水电企业，上网电价按本省的标杆电价执行，比如广西乐滩水电站、南盘江红水河水电站等均采用标杆定价。市场倒推电价主要适用于跨省跨区外送的水电企业，主要涉及黄河上游、三峡、雅砻江、金沙江、乌江、澜沧江等流域梯级，长江三峡水电站、雅砻江锦屏水电站等大中型水电站采用市场倒推电价。流域统一电价充分考虑了梯级电站相互补偿作用，主要适用于同一条河流的上下游梯级水电站。实践证明，同一流域的梯级水电站通过联合优化调度，可以充分提高水能综合利用效率，提升梯级水电站的年发电量，引导梯级水电有序投资开发建设。在新一轮电力体制改革的背景下，电价改革是重要的目标和突破口，因此需对水电定价机制进行优化。

二、我国水电上网电价形成机制存在的主要问题

形成适应市场要求的电价机制，是新一轮电力体制改革的基本原则和重点任务。然而，在新一轮电力体制改革中，我国水电上网定价机制仍存在不少突出问题。

（一）水电定价以政府定价为主

我国正在实行的四种水电定价机制，主要还是由政府审核并批准，其实质仍是政府定价。政府主导的价格形成机制在一定程度上能够保证能源价格的相对稳定、可支付性，以及能源的有效供给。然而，政府主导的价格形成机制下，价格失灵和不同能源品种价格失配将使能源行业结构性失衡[3]。目前我国的电价体制、电网垄断以及计划管理的现状，仍然是阻碍电力体制改革的束缚，电力产品的价格关系并没有理顺，市场化的定价机制仍未完全形成[4]。水电的上网电价往往低于火电等电源类型的上网电价，价格调整一般也滞后于成本变化。现有的水电上网定价机制，一方面无法真正反映水电市场的供需情况、资源的稀缺程度，难以以价格手段协调市场参与者行为，另一方面不符合各方经济利益，不利于引导水电行业健康发展，影响了电源结构的优化配置。

（二）水电定价机制未能充分反映其外部性

水电除发电功能外，更有调峰调频、灌溉、防洪、供水、航运等功能，具有显著的社会效益。同时，水电还有节能减排、保障能源安全等正外部性。现行的水电上网定价机制，基本只根据发电产品一种因素来确定上网价格，辅助性服务带来的外部性并未在价格中给予体现。现有的水电定价政策无法充分体现优质优价的原则。承担辅助性服务的水电站尽管为整个系统带来了经济效益，但因自身发电量较少导致了经济效益差、竞争能力低下等问题。这种情况下，一方面水电企业无法获得合理的收益，影响了企业的经营发展，另一方面企业更加注重发电的职能，大大降低了提供辅助性服务的主动性和积极性，增加了社会成本。

（三）统一定价机制无法合理反映水电的市场价值

水电站的开发受外界环境影响很大，比如地质条件、施工条件、气候环境、征地移民成本、生态环保投资等，都会对水电站的造价和成本产生很大的影响。同时，不同水电站的融资渠道、资金成本、机组类型等差别也很大，使水电站的千瓦投资水平、发电设备平均利用小时等存在较大差异，导致不同水电站很难制定统一的价格。随着水电开发逐步向更西部、中上游推进，新建水电站的投资成本将进一步上升。如果按照平均成本水平核定上网电价，将使不同水电企业间产生较大的运营效益差距。

比如，标杆电价机制仅能反映部分水电站的价格水平，忽视了不同类型水电站的投资差异等情况，对水电价格一刀切，缺乏一定的科学性。水电站执行固定的标杆电价，不仅无法发挥价格调节作用，也无法根据市场情况对生产计划进行调整有效覆盖水电站运营成本。目前各省的水电标杆价水平大都不同程度地低于新建水电成本，标杆电价过低将对生产运营造成很大负面影响，特别是对没有调节能力的地方小水电站，可能使其面临较大亏损。

（四）流域统一电价机制存在较大的实施难度

国家发展改革委2014年印发通知要求，对于同一投资主体在同一流域开发的梯级水电站实行统一的省内上网电价;对不同的投资主体在同一流域开发的梯级水电站，在完善上下游水电站的补偿机制基础上，逐步实行统一的省内上网电价。然而，目前只有雅砻江流域是由单一开发主体进行开发的大型水电基地，其他流域均由多个主体开发，且开发主体多为中央企业，协调采取统一电价的难度很大。同时，由于自然因素等条件限制，各梯级水电站的建设成本存在较大差异，按照发电量的单位成本进行核算，新建上游龙头水电站电价一般高于下游水电站，也往往高于火电站，即使同一流域同类型的相邻水电站，其投资成本和今后的运营效益也有很大的不同[5]。在此背景下，协调同一流域不同开发主体逐步采用统一的省内上网电价，实际操作难度较大。

（五）跨省跨区水电定价方式选择存在一定的争议

国家发展改革委、国家能源局于2017年印发的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）指出，国家规划内的既有大型水电通过优先发电计划予以重点保障，按“风险共担、利益共享”的原则进行协商，或者双方通过市场化交易的方式，最终确定送受电价格，优先发电计划电量以外部分参加受电地区市场化竞价。这意味着跨省跨区的优先发电计划水电可以执行政府定价，也可以通过市场化交易方式确定价格。在此背景下，受电省（区、市）偏向于鼓励拥有水电优先发电计划权的企业通过市场化交易的方式，参与市场化交易并确定价格;三峡集团、雅砻江水电等拥有优先发电计划权的企业，认为市场交易体系、配套政策等仍不完善，希望继续按照核定电价交易[6]。因此，不同省（区、市）的跨省跨区水电具体执行的定价方式存在不同，同时从发电方与受电方利益出发，双方在定价方式选择上存在争议。

三、相关政策建议

（一）完善政府水电上网定价管理机制

坚持清洁、高效、安全、可持续发展原则，加快构建有效竞争的水电市场化交易体系，转变政府对水电定价的管理机制。一是构建有效的水电价格监管机制，破除政府过度干预，既要充分考虑水电的电价水平能反映水电资源的稀缺性，还要保证监管不会降低水电企业的积极性[7]，要充分发挥省级相关价格管理部门的作用，提升水电价格管理的灵活度，从而保障充分和稳定的电力供应。二是明确政府定价管理范围，将政府对于水电的定价范圍限定在公益性服务、重要公用事业等环节，主要核定水电的输配电价，并定期向社会公开公布;其他没有参与直接交易和竞价交易的水电上网电量，以及公益性服务、重要公用事业等用电继续执行政府定价。三是完善政府公益性调节性服务功能，政府通过合理制订水电公益性调节性发用电计划，保证公益性服务、重要公用事业等用电需求。

（二）推动试行“两部制”水电定价机制

对于承担调峰调频、节能减排、灌溉、防洪等重要辅助服务职能的水电企业，现行的水电定价机制无法充分反映水电的正外部性和水电资源的市场价值，进而导致价格失真。建议对于承担调峰调频、节能减排、灌溉、防洪等重要辅助服务职能的水电企业，尝试采用“两部制”水电定价机制，即电量价格+综合辅助服务价格[2]。其中，电量价格参照当地火电或水电上网电价;综合辅助服务以辅助服务量为单位进行计算，跨省跨区的相关费用由相关省（区、市）分摊。

（三）统一流域梯级水电站省内上网电价

对于同一流域梯级水电站，统一省内水电上网价格，实现流域梯级水电站的联合调度，促进水电资源的有效利用，实现水电价格的公平化、规范化。一是同一投资主体负责流域梯级开发的，统筹综合计算不同梯级水电站的成本与收益的关系，测算出统一的省内上网电价并进行应用。二是不同投资主体负责流域开发的，以部分水电站为试点，建立完善的上下游电站相互补偿机制，制定相应的上下游补偿实施细则和标准，尽快统一省内上网电价。三是建立流域梯级水电站的有效协调机制，统筹考虑水站电开发、运营过程中的利益等问题，为统一省内上网电价创造条件。

（四）健全跨省跨区水电交易规则与价格机制

对于跨省跨区水电交易，按照“风险共担、利益共享”原则，完善跨省跨区电力市场交易机制，健全跨省跨区水电交易规则与价格机制。一是将水电纳入受电省（区、市）可再生能源配额制管理，跨省跨区水电电量不计入受电省（区、市）能源消费量，提高受电省（区、市）水电消纳的积极性，促进水电跨省（区、市）交易。二是鼓励送受电双方签署长期协议，更好地执行水电优先发电计划，确保水电的稳定供应，促进水电行业的健康发展。三是国家层面制订跨省跨区水电交易的总体原则和交易规则，相关省（区、市）在此基础上制订实施细则，保证送受电双方的利益。四是探讨采用阶梯价格模式，形成约束与激励相结合的定价机制，更好地反应供需双方的市场需求，保障水电供需双方的利益。

参考文献：

＼[1＼][ZK（#]刘满平新电改方案的核心、着力点及影响＼[J＼]宏观经济管理，2015（06）

＼[2＼]刘树杰过渡期的水电价格形成机制改革＼[J＼]价格理论与实践，2011（02）

＼[3＼]郑新业全面推进能源价格市场化＼[J＼]价格理论与实践，2017（12）

＼[4＼]王伟新电改下中国电力监管体制改革路径＼[J＼]中共中央党校学报，2016，20（05）

＼[5＼]刘树杰，郭丽岩促进我国水电健康发展的政策建议＼[J＼]宏观经济研究，2013（10）

＼[6＼]王左权，曹学泸完善电力市场交易价格机制及其监管的思考＼[J＼]价格理论与实践，2018（04）

＼[7＼]郑新业，吴施美电改中的监管能力建设：必要性和举措＼[J＼]价格理论与实践，2018（01）

〔郑正，中国信达资产管理股份有限公司。王小洋（通讯作者），中国人民大学应用经济学院、国家开发投资集团有限公司〕