价格监管是电力市场监管的关键环节。电力市场价格监管主要是通过限制、干预、调控电力市场价格来保障市场的正常运行与公平竞争。随着我国电力市场化改革的快速推进，电价的市场化形成机制日趋完善，价格管制作为电力市场监管的重要环节，成为规范电力市场价格行为、防止市场垄断和恶性竞争、保障电力供求双方合理利益、促进市场安全稳定运行的重要关切。国际上电力市场建设较为完备的国家均建立了系统的电力市场价格监管机制。当前我国电力现货市场建设正在加速推进。省间现货正继续开展整年度连续结算试运行，第一批8个现货试点地区已经开展连续结算试运行，第二批6个现货试点均已完成模拟试运行，近期出台的813号文也进一步明确了国家对现货市场的建设要求。
随着市场建设快速推进，我国正逐步建立起市场监管机制，并着重突出市场价格监管的重要性。我国电力市场正处于建设初期，市场规则和机制仍未健全，用户参与市场的经验和条件不足。我国社会制度特征与电力市场化程度，共同决定了应将市场风险防控作为“重中之重”。电价监管是电力市场监管的关键环节，需要不断完善价格监管机制，重点对电价政策执行不到位、结算电费不合规等问题实施监管，同时尽可能避免政府对市场的过度干预。
研究团队围绕当前批发侧价格机制所面临的关键问题进行研究，得到如下研究结论：
一是电力市场限价机制方面，通常采用会计成本法和机会成本法确定，我国电力现货市场价格限值在制定方法上主要采用基于发电机组的会计成本定价法。一般上限不高于1500元/MWh，下限在0元/MWh左右，价格上限参考燃气发电机组最大发电成本确定，而价格下限根据水电、光伏、风电等机组的边际成本确定。我国批发市场限价存在的问题主要有：限价的整体定价思路与原则需要进一步明确、现货市场报价和出清价的上限相对较低、现货市场报价和出清价的下限制定方法有待进一步明确、市场限价与需求响应补偿标准有待进一步协同等。
二是辅助服务费用分摊与疏导方面，我国电力辅助服务提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供，无需补偿，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供。从国际经验看，美国、欧洲等电力市场的辅助服务费用通常采用直接疏导至用户侧，或由发用两侧共同承担。当前，我国大部分省份的辅助服务费用仍在发电侧单边“零和”，已有部分省份将辅助服务费用向用户侧进行疏导，向用户侧疏导后将有助于缓解煤电企业经营压力、减少新能源企业负担，并将激励调节性电源在电力供需紧张、系统平衡失衡的重要时段进一步发挥保障电力供应和维护系统安全稳定的重要作用。
三是专场交易方面，当前我国电力专场交易的基本类型主要包括战略性新兴特色优势产业专场交易、保障类中小企业专场交易、扩需增发专场交易等类别。专场交易价格在一定程度上拉低了所在省份的市场交易价格，以山西战略新兴产业交易为例，2023年一季度战略性新兴产业的市场交易价格仅为普通交易价格水平的39.9%。当前专场交易价格存在参与企业目录和相关电价机制有待完善、部分交易电量涨幅较大或存在较大波动、部分交易给发电企业盈利能力和电力供应能力带来压力等问题。
四是批发市场超额回收方面，主要包含新能源中长期超额回收机制、新能源现货市场超额回收机制、用户侧超额回收机制等。新能源超额获利回收机制激励新能源企业提高预测精度，防范在市场中“策略性”申报。当新能源发电实时出力与在市场中竞标的发电计划出现偏差时，对分时偏差电量超出允许偏差范围的，将价差收益进行回收；当中长期合约电量低于实际用电量一定比例，且现货价格高于合约均价时，缺额部分按合约价和日前价差一定倍数进行回收。用户侧超额回收机制指对于用户在实时现货市场中实时现货电量超出允许偏差范围的，将用户允许偏差外的实时现货市场与日前现货市场分时价差收益进行回收。
五是批发市场价格监测方面，各国市场监管职能主要是反垄断、维护市场交易秩序，各国或设立专门的市场监管机构，或将市场监管机构与能源宏观管理机构合一。美、英、澳等国都设有独立的能源监管机构，与能源宏观管理部门相分离，并建立了较为完备的市场价格监管机制。我国电力批发市场基础信息监测包括电能量价格、市场类费用、不平衡资金分摊及返还费用、辅助服务分摊及返还费用和其他等，可分为发电侧费用类型和用电侧费用类型。
根据上述研究结论，研究团队给出如下四点建议：
一是进一步明确现货市场限价机制制定原则并完善市场化限价机制。现货市场限价机制原则方面，现货试点初期可以边际机组发电成本适当上浮一定比例后确定价格上限；在容量补偿机制或容量市场建立后，逐步向以边际机组发电边际成本确定价格上限的方向调整；在中长期及现货规则成熟后，推广以失负荷价值作为现货市场的价格上限。现货市场价格上限方面，建议适度提高上限，扩大交易浮动范围，释放价格信号调节潜力。现货市场价格下限方面，建议考虑市场运行特性，适当引入负电价，合理引导电源侧投资，提升电网运行效益，并促进消费者福利的释放。此外，还应加强需求响应与现货市场在应用方式上的有效协同。
二是合理考虑辅助服务产品特性建立更为科学的辅助服务定价和成本补偿机制。充分考虑辅助服务产品特性合理确定其补偿方式，主要包括通过市场形成价格、政府定价固定补偿、固定补偿起步后续转为市场形成价格。完善辅助服务市场价格机制，计及固定成本、使用成本、机会成本，明确产品的计价形式，并完善现有辅助服务产品的补偿标准设计。完善辅助服务费用分摊传导机制，进一步细化各类电源、用户需承担的辅助服务责任，对部分辅助服务品种依据系统运行情况建立分时段、分电源类别贡献程度的辅助服务费用分摊机制。
三是对有益于经济发展的专场交易的执行方式加强规范管理。以战略性新兴产业交易为例，可细化参与企业的准入机制，健全考核评价方法，实现参与交易用户的有效监管与动态调整。建立专场交易电量的总额控制机制，控制全年战新总电量并按月均衡交易，确保每月战新挂牌电量与兜底电厂生产能力相匹配。建立更为合理的交易价格机制，例如可尝试打破终端用户价格上限，由“用电侧挂牌、发电侧摘牌”改为“发电侧报量不报价、用电侧报量报价”模式（向用户拍卖），建立交易出清价格上下限机制，还可探索建立交易电价与市场煤价的联动机制。此外，可探索将政府产业政策转换为政府授权合约。
四是建立基于发电侧和用户侧基础信息的批发市场监测数据平台，并对关键信息维度进行动态监测。发电侧的基础监测信息包括结算电价情况、市场类费用分摊/返还、不平衡资金分摊/返还、辅助服务分摊/返还和其他。用电侧的基础监测信息包括市场化电量和结算均价、电能量均价、市场类费用分摊/返还、不平衡资金分摊、辅助服务分摊、省间购电费用分摊和其他。发电市场关键价格信息监测内容主要包括保供稳价相关指标监测、绿电交易度电溢价水平监测、发电市场失负荷价值信息监测等。用电市场重点领域价格监测内容主要包括代理用户价格信息监测、需求响应规模及价格水平监测、高耗能企业市场价格信息监测等。
牵头所：财会与审计研究所
研究领域：能源电力体制改革与电力市场研究
研究方向：能源与电力价格
项目负责人：张超（主任经济师）
文章来源于国网能源院《能源研究观点·报告》（2024年第1期 总第1期）
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