据储能界了解到，在2015年新一轮电改之前，我国电价主要由政府主管部门核定，这种定价方式在很长一段时间内保障了电力的稳定供应和公共利益。但随着经济社会环境日趋复杂，政府定价模式已经无法及时、有效地反映市场供需关系，不利于电力资源的有效配置。因此，电价市场化成为我国电力体制改革的核心内容之一。
本文将追溯我国电价市场化的演变历程，并解析现行电价体系的构成方式。
我国电价体系的演变脉络
我国电价市场化进程最早可以追溯到第一轮电力市场化改革。2002年4月国务院发布《电力体制改革方案》，将电价划分为上网电价、输电电价和配电电价以及终端销售电价，上网电价由政府定价和市场竞价组成，但从实际执行效果来看，依然缺乏有效的市场竞争机制，也未建立合理的输配电价标准和核定方法。
2015年，我国启动新一轮电改，建立了“放开两头，管住中间”的改革框架，其核心指导思想是要对输配电环节进行政策性强监管，在发电侧、售电侧减少政府干预、推动市场竞争。在这一改革框架下，我国全面推进输配环节电价的单独核定与发售环节电价的市场形成机制。此后，电价方面的多次调整都是在2015年电改框架下推进的。
（一）2015年之前：发用电价格由政府核定，输配电价缺位
2015年之前，我国电价主要有发电侧上网电价和用户侧销售电价两类，价格形成机制以“计划模式”为主，长期实行政府定价，即发电侧上网电价执行政府按照发电机组类型、分地区核定的标杆电价；用户侧用电价格执行政府核定的目录销售电价；输电环节没有明确的价格，电网企业的盈利主要来自购售价差。
图1 2015年前电价体系示意图
（二）2015年：发用电价格开始放开，输配电价单独核定
2015年，我国启动新一轮电力市场改革，中央发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出要“管住中间、放开两头”，明确输配电价单独核定，并推动发售环节电价由政府定价向市场定价转变。但由于发售环节放开程度有限，我国电价机制也进入了“计划电”与“市场电”双规并行的时代。
图2 2015年-2021年电价体系示意图
（三）2021年：煤电、工商业用户全面实行市场定价
2021年，煤价大幅上涨引发大规模缺电问题，笔者理解其原因在于价格变化未能有效传导，煤电上网电价无法及时随煤价上涨调整，用户用电价格市场化程度有限且长期只跌不涨的情况，导致煤价上涨的成本无法向下游终端用户传导，煤电企业陷入大面积亏损状态，出力意愿降低。
在此背景下，我国进一步放开了电价限制。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在发电侧推动燃煤发电原则上全部进入市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；用户侧明确要有序推动工商业用户全部进入电力市场（部分用户以代理购电形式参与市场），取消工商业目录销售电价。
图3 2021年-2023年电价体系示意图
（四）2023年：第三监管周期输配电价核定，对部分细节做了调整，线损和系统运行费用单列
我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，输配电价已历经两轮改革。2023年，我国启动了第三监管周期输配电价核定，国家发展改革委印发《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》，明确将系统运行费用、线损费用单列。工商业用户电价由市场化方式形成的上网电价、输配电价、线损折价、系统运行费、政府性基金及附加组成。
图4 2024年至今电价体系示意图
我国现行电价机制及构成方式
电价市场化进程是一个循序渐进的过程。在这一过程中，用户侧（工商业用户）形成了含上网电价、输配电价、线损折价、系统运行费和政府性基金及附加的多元电价体系。
这一电价体系中的不同电价科目形成方式不同。上网电价已基本形成由市场决定价格的机制，但也存在部分非市场化电源仍以政府定价为主；输配电价以三年为周期由政府核定；线损折价与各网省线损率相关；系统运行费各省明细不同，价格也不同；政府性基金及附加由政府核定。
下面，本文将逐一阐述不同电价科目的形成方式。
（一）上网电价
上网电价是我国电价市场化改革的核心环节之一。随着电改的推进，我国上网电价已经逐步从政府定价向市场定价转变，但仍存在两种定价机制并存的情况。
上网电价执行政府定价的主要是优先发电机组，包括承担调峰调频、电压支撑、基荷任务的各类火电机组，以热定电机组和部分新能源发电、水电、核电，以及跨省跨区送受电机组。
执行市场定价的主要是已经参与市场化交易的发电机组，市场化机组的价格形成方式主要有双边协商、挂牌交易、集中竞价等。
其中，双边协商由购售双方自行约定交易价格和交易电量；挂牌交易由一方通过交易平台将交易电量、交易价格等信息对外挂牌，另一方摘牌则交易成立；集中竞价是根据购售双方申报曲线、按照边际出清方式形成市场价格，当前由于电力市场仍处于完善过程中，用户侧还可以以报量不报价的方式参与竞价。
图5 集中竞价边际出清价格示意图
（二）输配电价
输配电价自2015年新一轮电改起（实际2014年开始）明确按照“准许成本加合理收益”（即准许收入）原则进行核定。由于各省电网成本不同，输配电价需要分省核定。各省级电网输配电价核定一般以三年为周期。各省级价格主管部门预先核定电网企业输配电业务未来三年的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。
1、准许收入核定
各省级电网输配电准许收入按照“准许成本+合理收益”的原则，根据电网的投资建设情况和必要合理的成本费用水平核定。理论上输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，具体涉及薪资、投资建设、运维、科研投入等多方面。
准许收入=准许成本+准许收益+税金
2、输配电价计算
输配电准许收入核定后，可以根据省级电网预估的未来三年内发生的用电量核定输配电价。
输配电价=准许收入预估用电量
但由于用户侧电压等级不同，享受的输配电服务也不同。电压等级越低的用户，享受输配电服务时涉及的电网环节更多，其对应的成本更高。因此，输配电价根据用户电压等级分别定价。
各电压等级输配电价=该电压等级总准许收入本电压等级的预估电量
图6 输配电价分电压等级核定示意图
3、输配电价调整
在三年核价周期内，由于实际用电量与预估电量通常存在偏差，电网企业的实际输配收入与核定输配收入存在差额。差额部分原则上计入下一监管周期进行统筹处理。因此，在计算未来三年输配电价时，需要考虑上一周期的损益或盈余。
输配电价=（准许收入+上一周期盈亏）预估电量
图7 输配电价调整示意图
（三）线损
线损是从发电到用电，电能量运输过程中损耗的部分，包括线路、变压器等电力传输过程中发生的各类损耗。线损费用在前两个输配电价核定周期都是包括在输配电费之内，2023年第三个输配电价核定周期开始，列为电价构成中的独立项，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。
线损折价=上网电价综合线损率（1-综合线损率）
注：综合线损率由各电网企业统一核算。
（四）系统运行费用
系统运行费一般包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等，不同省份明细不同。各项费用根据预估电量进行折价计算，汇总形成系统运行费用价格。
图8 系统运行费用折合度电水平示例
（五）政府性基金及附加
政府性基金及附加按政府核定标准执行，目前主要包括重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等。
结语
从我国电价的演变脉络和构成方式来看，我国电价机制仍处于从政府定价向市场化竞价模式转变的过渡阶段，市场“看不见的手”和政府“看得见的手”共同发挥着调控作用，协调着电力资源的高效配置和公平利用。未来，随着电力市场竞争机制的完善，市场在电价形成中将发挥更大作用，同时政府也将继续加强监管和调控力度。
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