“市场化有风险，不市场化才是最大的风险。电力市场化的最终目的是提高效率，每个消费者的利益在市场中得到保障，每个人为自己的行为和选择负责，这才是市场化最大的魅力。”近日，在中国综合能源服务产业创新发展联盟等机构打造的线上交流平台上，中国价格协会电价专家、国家发改委价格司电价处原处长侯守礼指出，电改的目标很清晰，虽然问题和困难很多，但必须坚定不移地推动电力市场化进程，尤其是电价水平，整体还有较大提升空间。

电价改革处于进行时

侯守礼介绍，执行标杆电价前，各发电企业卖电给电网的电价是“一厂一核”，甚至“一机组一核”，例如某核电厂四台机组上网电价都不一样。分类型看，煤电、气电、水电等上网电价也不相同；从消费侧看，工商业用户、居民用电、农业用电价格也分别制定。

“以前电是‘统购统销’，电网企业对发电企业而言是唯一买方，电力用户是唯一卖方。电网企业买电、供电的价格均由政府统一制定，电网企业的利润主要来源于购销价差。”侯守礼说。

此后，上网电价逐步被“标杆电价”所取代，而标杆上网电价不再基于各电厂或机组的实际成本核定，而是依据同类型机组的平均成本制定。2015年，“9号文”发布，新一轮电改拉开帷幕，电价由原来的“捆绑”销售电价逐渐“解绑”。

据了解，在电能价格部分，当前经营性电力用户发用电计划全面放开，发电企业、电力用户和售电公司可通过双边协商、集中竞价等方式批发交易部分电量；输配电价格部分，各省级电网首个监管周期的输配电价已完成核定，其中包含了原来销售电价中的交叉补贴，绝大部分省区的输配电价还包含了线损。

“按照‘管住中间，放开两头’的改革精神，未来市场形成竞争环节的电价，政府制定自然垄断环节的电价和部分终端电价。‘十三五’是过渡初期，从国外经验来看，大概需要2-3个监管周期，甚至更长的时间才能完成改革。”侯守礼表示。

电力系统效率很关键

侯守礼表示，电力与其他商品不同，不同电源成本差异较大，而又在统一平台进行交易，为了保证高价电源进入市场保证合理收益，设计者提出了新的思路——差价合约，即分电源的类政府电价。“举例而言，英国要建设核电厂，假设其电力市场批发价格为0.3元/千瓦时，但新建核电站成本高昂，按照市场电价投资者不愿意投资建设核电厂，政府进行招标，中标者成本为0.9元/千瓦时，再将平均0.6元/千瓦时的差价平摊到消费者身上。”

据了解，我国目前尚未施行“差价合约”模式，而是采取了其他方式——保证一部分电网公司“统购统销”部分电量设为稳定不变的交易电量，将其称之为“优先发电权”和“优先发电价格”；另一部分为市场电部分，采用价差传导模式结算。

换言之，以市场交易电价和输配电价为基础的新电价体系正在推行，但以上网电价和销售电价为基础的原有电价体系依然存在。两套电价体系并行，构成了我国现行电价体系。

侯守礼表示：“目前，分用户看，大工业电价平均0.6元/千瓦时；一般工商业电价略高，经过两轮降电价后，大部分地区实现工商同价；居民电价和农业电价因交叉补贴电价水平较低，平均0.4元/千瓦时左右。我国电价存在很大的地区差异，尤其东西部差距非常大。”

如何评价我国目前的电价水平？侯守礼认为，和过去比，进步明显；和国外比，较为领先，但与美国、欧洲电价没有可比性，“因为经济性、清洁性和安全性是电力的‘不可能三角’，很难兼顾。”

在侯守礼看来，我国系统冗余较大，不能总是通过“水多了加面，面多了加水”来实现系统平衡，效率可以进一步提升。同时，在不提高价格的情况下，靠科技进步和制度创新提高绿色、清洁能源比重。此外，过去保基本的面太宽，比如交叉补贴保持居民和农民的低电价，从而牺牲了其他方面的效率，未来应在保基本的基础上更加注重效率因素。”

定价机制转换是核心

“十四五”电价市场化如何发展？侯守礼认为“定价机制的转换”是最核心的内容。“价格水平靠定价机制影响而来。过去按照生产端成本来定价，价格不但要弥补成本还要获得合理收益，而且关键还要看消费者是否买单；今后转向消费端，按使用价格来定价，政府制定价格转向市场决定价格，价格水平稳定转向灵活变动。”

侯守礼预测，“十四五”期间，定价形式也将发生一系列变化。分电源、分环节的电价转向分市场、分时段的电价。同时，批发市场电价、零售市场电价、中长期交易电价、现货市场电价、电力辅助服务价格等将相继成型。

对于电力系统普遍关注的储能产业，侯守礼表示：“储能是发电又非发电，是用电又非用电，可以在电网又可以离电网，因此源网荷储的说法并不准确。储能，是源是网又是荷，其价格应该通过它能做什么来定价，而不是由什么技术路线形成的储能形式去定价，即根据储能提供的服务确定价格。

侯守礼指出，输电、配电、售电、储能、调度、交易服务、辅助服务等都离不开电网，市场运行更离不开电网。此外，在用户眼中，是什么制造电、电从什么地方来都不重要，能不能随时用上电、电价能不否更低，才是用户关心的问题。