多电源同平台竞争市场价格形成机制研究

黄 裕

随着火电、核电、水电、风电、太阳能发电等各类电源逐步进入市场，形成多电源同平台竞争的局面，而这些电源发电成本差异巨大，市场公平竞争和电力行业健康稳定发展面临新的挑战。如果没有科学的市场价格形成机制，将会导致电力市场价格混乱、市场失衡、电网电力供应不足、市场廉政风险增加等一系列状况。本文针对电力中长期市场模式下多电源同平台竞争的价格形成机制进行有效分析，为电力体制改革提供一些参考意见。

一、装机情况及多电源同平台竞争面临的问题

1.装机情况

数据显示，截至2022 年底，全国全口径装机容量达到25.64 亿千瓦，其中水电装机容量为41350 万千瓦，同比增长5.8%；火电装机容量为133239 万千瓦，同比增长2.7%；核电装机容量为5553 万千瓦，同比增长4.3%；风电装机容量为36544 万千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量为39261 万千瓦，同比增长28.1%；装机容量增速方面，风电、太阳能发电装机容量保持二位数的高速增长。装机占比方面，水电、火电、核电同比下降0.31%、2.60%、0.07%，风电、太阳能发电同比增长2.42%、0.14%，随着双碳目标的逐步落地，“ 十四五 ”期间风电、太阳能发电预计每年还将保持10%左右的较快增长。

表1 2022 年底全国全口径装机容量统计表

从全国装机容量来看，电力工业结构正在发生较大变化，未来风电、太阳能发电装机占比将进一步提升，全国各省电网电源构成逐步从相对单一的火电逐步调整为水电、火电、核电、风电、太阳能发电等多电源新型电网，部分省份水电、风电、太阳能发电装机占比已经达到50%以上，四川、云南、西藏、青海等省份甚至已经达到80%以上。

2.各电源间的价格差异

随着电源结构的变化，进入市场的电源逐步由相较单一品种过渡到多电源同平台竞争的格局，而各电源的价格差异较大，主要体现在：

一是各电源发电成本差异大。水电、核电固定成本较高，变动成本较低；风电、太阳能发电固定成本及变动成本相对较低。而火电固定成本及变动成本均较高，其发电变动成本取决于煤、油、气等一次能源价格，近年来一次能源价格波动较大，且长期维持高位运行，发电变动成本远远高于其他电源。

二是各电源上网电价形成机制不同。新一轮电力体制改革前，各电源执行标杆上网电价机制，即上网电价按照政府核定的标准执行。火电的标杆上网电价主要参照煤价核定，并根据煤价波动情况定期调整；水电标杆上网电价单独核定，受投产时间、投资成本等影响普遍存在一厂一价的问题；核电、风电、太阳能发电标杆上网电价主要参照火电的平均标杆上网电价核定。由于各电源上网电价形成机制不同，导致各电源标杆上网电价差异较大，部分地区的水电上网电价只有火电的一半。

3.多电源同台竞争面临的主要问题

由于各电源之间的价格机制客观存在差异且无法完全统一，进入市场后原始价格参差不齐，如果以各自的标杆上网电价作为基准自由竞争，将面临以下问题：

一是各电源竞争力不同可能导致市场秩序混乱。由于各电源的发电成本差异大，竞争力不同，水电、核电、风电、太阳能发电等发电成本低的电源有先天的竞争优势，市场用户优先寻找低价电源，可能存在部分用户为了签约低价电量而选择不正当的竞争手段，甚至扰乱市场秩序，引发腐败、市场垄断等问题。

二是不利于行业良性竞争。对于电力用户而言，尤其是同一行业电力用户，在多电源共存的电力市场里，如果有一部分电力用户签约低价的电量，其电价水平可能只相当于正常电价水平的一半，实现了生产成本的下降，对同一行业的其他用户而言具有明显的成本竞争优势，而不需要通过技术升级改造、提高生产管理水平等方式来提高竞争力，长远来看将不利于行业的良性竞争，也不利于行业的技术进步。

三是各电源之间发展可能失衡，影响电网供电安全。随着可再生能源装机占比的提高，火电发电空间逐步下降，火电的作用将从作为电网的支撑电源变为调峰电源，利用小时数不断下降，若没有电源间的互济或者容量市场的补偿，火电通过电力市场交易无法回收其投资成本，一次能源价格上涨甚至亏损现金流，可能导致整个火电行业长期亏损直至破产倒闭，各电源之间发展失衡。而水电、风电、太阳能发电受气候影响较大，当可再生电源出力下降时没有火电顶峰，电网供电安全将面临严峻的挑战。

四是低价电源的电价可能被售电公司截流，价格不能传导到实体企业。售电公司是电力市场化改革过程中一支重要的力量，在改革过程中扮演着重要的角色，发挥着积极的作用，同时，售电公司本身是以赚取批零差价为主要盈利目标，在利益的推动下，如果市场上存在电价高低不一的电源，售电公司通过大量购买低价水电、风电、太阳能发电等电量，然后以高价火电的价格卖给用户，赚取高额的价差利润，低价电源的价格没有传导到实体企业，而是被中间商赚走了差价，这对经济稳定健康发展也是极为不利的。

五是不利于政府对重点产业的支持和调控。由于市场电价由市场形成，政府无法直接干预，无法通过电价来引导和支持地方重点发展的行业产业，不利于对宏观经济的调控。

综上，不同成本的多电源平台竞争的核心机制是结合不同电源的特性，通过巧妙设置平衡系数的方式实现成本的平衡及超额利润的回收和再分配，是解决掣肘新型的多电源市场发展和转型的有益探索，是维系多电源同平台竞争新型电力市场的平稳有序、以新能源为主的新型电网电力供应安全，促进社会经济稳步发展、实现“双碳”目标的重要举措。

二、多电源同平台竞争市场价格机制基本思路

电力市场主要包含电能量市场和辅助服务市场，电能量市场以电量为标的，通过电力中长期交易、电力现货交易等方式实现电能量的交易，其中电力中长期电能量交易能够提前锁定收益，规避电力现货市场价格大幅波动的风险，能够促进发电企业和电力用户提前合理安排生产计划，保障电网电力供应；电力现货电能量市场主要起到“ 发现价格 ”的作用，实时反应电网供需关系，充分体现电力的时间和空间价值，电力中长期电能量市场和电力现货电能量市场相结合构成电能量市场体系。辅助服务市场主要以调峰、调频、备用辅助服务等服务资源进行交易的市场，市场主体通过市场化的方式提供电力辅助服务获得收益，是电力体制改革过程中不可或缺的一部分。

电力中长期市场模式下，各电源的市场竞争力取决于其发电成本。近年来，由于煤炭、天然气价格不断走高，火电发电成本同步上升，而水电、核电、风电、太阳能发电等电源的发电成本不受能源价格的影响，火电与这些电源之间的发电成本差异进一步拉大。从各省的实践来看，解决不同成本电源的成本问题主要有价差传导、价格补偿等机制，价差传导即发电企业和电力用户协商确定交易价格在发电企业上网电价的基础上上浮或下浮一定的价差，电力用户的结算价格在原来的目录电价的基础上也同步上浮或下浮相应的价差。比如双方协商的交易价格为电厂上网电价的基础上上浮1.5 分/千瓦时，到用户侧的价格为用户目录电价基础上同步上浮1.5 分/千瓦时，这种模式适用于输配电价改革之前。输配电价改革后，市场交易采用了绝对价格模式，即双方协商确定交易价格，发电企业结算价格即为交易价格，电力用户的结算价格包括交易价格、输配电价、政府性基金及附加等，原来的价差模式不再适用。

为了更好的解决多电源同台竞争价格机制问题，结合实践经验及电力市场的特殊性，本文提出发电企业交易价格成本平衡机制（为方便对比分析，以下把水电、核电、风电、太阳能发电等统称为清洁能源）。发电企业交易价格成本平衡机制的核心是设定统一的基准价，即进入市场的所有电源、所有机组、所有电力用户均在同一基准价的基础上，通过双边协商、平台竞价等形式达成交易价格，然后发电侧根据各电源的特性设置不同的系数进行差异结算，差异结算产生的盈余资金统一纳入市场交易专项资金池统筹规划使用，这些资金可按照一定的比例返还给电力用户、发电企业，返还的比例可根据需要向重点扶持的行业的电力用户以及经营困难的火电企业倾斜，确保经济可持续发展和电力供应的安全可靠。

基准价以参与市场化交易的所有发电机组中上网电价最高的机组在其上网电价基础上按照国家允许的上浮比例上浮20%后形成，若国家调整上浮比例基准价也同步调整。发电侧分不同的电源类型设置不同的系数K 值进行差异化结算，差异化结算公式为：

发电机组结算价格=各机组上网电价×K值-（基准电价-交易价格）

K 值根据国家允许上浮比例、各电源成本情况确定，取值范围应不超过当前国家允许的范围。例如，按照当前政策情况，火电最高可上浮20%，则火电的K 值为1.2。清洁能源参与市场后电价能否上浮、上浮多少各地可根据实际情况设定，例如，带有补贴的风电、光伏K 值可以设定为1.0，没有补贴的风电、光伏K 值可以设定为1.1 等。

举例1：发电侧不同K 值差异化结算

假设参与市场交易的发电机组最高核定上网电价为0.45 元/千瓦时，上浮20%作为基准价，即基准价=0.45×1.2=0.54 元/千瓦时，发电企业与电力用户双方协商达成的市场交易价格为0.5元/千瓦时，风电的K 值为1.1，则风电与电力用户的实际结算价格分别为：

1.风电实际结算价格=风电上网电价0.45×1.1-（基准电价0.54-交易价格0.5）=0.455 元/千瓦时。即风电市场交易价格为0.5 元/千瓦时，而实际结算价格为0.455 元/千瓦时，这两个价格的差价0.5-0.455=0.045 元/千瓦时纳入盈余资金盘子统一规划使用。

2.电力用户的实际结算价格=市场交易价格0.5 元/千瓦时＋输配电价＋政府性基金及附加＋其他分摊费用

表2 显示，当市场交易价格为0.5 元/千瓦时，不同类型电源因为受K 值的影响，实际结算价格与市场交易价格存在不同价差，这些价差纳入资金池后统一规划使用。对于发电侧而言，设置K 值的目的是为了实现不同成本、不同上网电价的各电源在同一水平线上竞争，既符合客观事实，又可通过市场化的方式来实现各电源之间的互济，确保了整个电力系统的平衡发展。对于用户侧而言，大家均在同一基准电价的基础上跟电厂协商谈判，一方面无须研究不同电厂复杂电价构成，提高了工作效率；另一方面电价水平相差不大，有利于行业间的公平竞争，同时，又可以分享从低价电源归集出来的盈余资金。

表2 不同电源市场交易价格与实际结算价格对比表

举例2：盈余资金规模测算

假设某一省份的市场规模为1500 亿千瓦时，水电、火电、核电、风电、太阳能发电的规模分别为100、600、300、300、200 亿千瓦时，市场交易电价、K 值、纳入资金池差价使用表2 数据测算，则盈余资金规模为95.7亿元。测算表见表3。

表3 盈余资金规模测算表

若归集的这些盈余资金在用户侧和发电侧按照6 ∶4 的比例返还，则用户侧分享的资金为95.7×0.6=57.42 亿元，折度电收益为57.42÷1500=0.03828 元/千瓦时，即用户市场交易价格虽然为0.5 元/千瓦时，但由于低价电源参与市场形成的盈余资金返还给电力用户，电力用户享受返还的盈余资金后实际结算电价应为0.5-0.03828=0.46172 元/千瓦时，低价电源占比越高，用户享受的返还费用越多。若国家需要支持高精尖行业发展，在盈余资金分配时向相关行业倾斜，既能促进所需行业的发展，又实现了产业结构的调整。

发电侧可分享的盈余资金为95.7×0.4=38.28亿元，当一次能源价格较高、火电经营困难时，可向火电适当倾斜，例如发电侧的盈余资金按60%分配给火电，则火电分到的盈余资金为38.28×60%=22.97 亿元，折度电收益为22.97÷600=0.03828 元/千瓦时，相当于火电在原来市场交易价格0.5 元/千瓦时的基础上额外获得0.03828 元/千瓦时的盈余资金返还，这将大大缓解火电行业的经营困境，同时又实现了各个电源的互济，保障电力供应安全，形成良好的营商环境。

三、结语

从长远来看，新能源装机虽然大规模投产，但由于受天气因素影响很大，发电出力不稳定，风电的出力曲线与电网的运行曲线有时候刚好相反，电网高峰时段主要在白天和傍晚，而风电一般在后半夜电网负荷需求最低的时候出力大，具有反调节的作用，增加了电网调峰的难度。光伏发电白天出力较大，但遇到天气变化负荷快速大幅波动，电网安全也面临较大的挑战。由于这些电源的特性，决定了火电作为电网电源支撑的重要作用，火电发挥的作用也从主力发电转为以调峰、调频、备用为主的辅助服务，直接在电能量市场获得收益满足自身发展的机会逐步下降，需要在市场机制设计时充分考虑各电源的生存问题，保持合理的电源结构，确保电力安全可靠供应。

随着电力体制改革不断纵深发展，交易机制也将得到不断完善，电力中长期交易是改革过程中各个阶段重要的交易机制，是规避市场风险、保障市场平稳有序的重要举措，也是保障发电侧结构性改革的基础，面对不断涌现的新问题、新挑战、新机遇，需要不断的研究探索出一条符合我国社会主义基本国情的发展之道。