3、上网电价市场化与标杆化探索

　　我国从1998年开始,在上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江6省（市）进行“厂网分开、竞价上网”的市场化改革试点工作,探索打破垂直一体化垄断的可能途径。但由于国家电力公司仍然拥有和控制大量的国有电厂和输配电网,发、输、配一体的格局没有打破。一部分发电企业虽然成立了独立法人实体,但电厂的运行管理和经营管理仍由电力公司代管,名义上是“两家”而实际上仍然是“一家"，市场化交易电量和电价实行内部结算，并没有实现真正意义上的上网电价市场化。

　　2002年开始,电力体制改革步入实质性操作阶段。2002年3月，国务院正式批准了以“厂网分开、竞价上网，打破垄断，引入竞争”为宗旨的《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)。当时方案提出的改革目标包括实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

　　厂网分开后,建设竞争性电力市场的改革正式展开。为适应厂网分离后的价格管理,国家有关部门发布了临时上网电价办法。这个办法的内容包括:从原国家电力公司系统分离、没有上网电价的发电企业,执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的临时上网电价;电网公司保留的电厂中,己核定上网电价的,继续执行政府价格主管部门制定的上网电价,未核定上网电价的电厂,电网企业独资建设的,按补偿成本原则核定临时上网电价;独立发电企业的上网电价,由政府价格主管部门根据发电项目经营寿命周期,按照合理成本、合理收益的原则核定;同时期建设的同类型发电机组上网电价应实行同一价格水平;超发电量上网电价、自备电厂上网电价由政府价格主管部门按兼顾供需双方利益的原则核定;在保持总水平基本稳定的前提下,上网电价实行峰谷分时制度,在水电丰富的地区,具备条件的,可实行丰枯季节电价;燃料、运输价格涨落幅度较大时,上网电价应与燃运价格联动。

　　2003年7月9日, 国务院办公厅下发《关于印发电价改革方案的通知》(国办发[2003]62号)，提出在全面引入竞争机制前的过渡时期,上网电价主要实行两部制电价,其中容量电价由政府制定,电量电价由市场竞争形成;各地也可以根据实际采取部分电量竞价等其他过渡方式.

　　2004年5月24日,原电监会印发《东北区域电力市场实施方案》(电监供电[2004]18号),决定在东北区域电力市场实施两部制上网电价改革试点,其中容量电价由政府价格主管部门制定和调整,电量电价由市场竞争形成。非竞价机组仍实行政府定价,上网电价由政府价格主管部门按全国统一政策制定和调整。但东北区域电力市场由于种种原因，在试运行一年后停摆。

　　在向由市场决定上网电价的过渡阶段，我国对仍处于政府管制下的发电上网电价开始实施标杆化管理。2004年6月8日，发改委公布了《关于疏导华北、南方、华中、华东、东北、西北电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036、1037、1038、1039、1124、1125 号)，对由政府定价的火电机组开始实施标杆上网电价。

　　2005年4月5号,国家发展改革委出台的《上网电价管理暂行办法》正式明确了标杆上网电价机制。指出,对于发电企业的上网电价,在竞价上网前,将由政府价格主管部门按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定,或通过政府招标确定。政府价格主管部门制定的上网电价,同一地区新建设的同类型发电机组将实行同一价格,并事先向社会公布;原来已经定价的发电企业上网电价也将逐步统一。同时,上网电价将与燃料价格实行联动。同时，针对电价市场化改革，《上网电价管理暂行办法》指出：竞价上网后,上网电价将实行两部制电价,其中,容量电价由政府制定,电量电价由市场竞争形成。各区域电力市场可以实行全部电量集中竞价上网,也可以同时允许大用户和独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易。

　　为建立上网电价与燃料价格联动机制，2004年12月25日，发改委发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见》（发改价格[2004]2909号），提出了加强电煤价格监测工作、稳妥实施煤电价格联动、适当调控电煤价格和加强对电煤价格的监督检查的工作目标。文件要求建立煤炭价格与电力价格的传导机制，并提出了煤电价格联动计算方法。以电煤综合出矿价格（车板价）为基础，实行煤电价格联动。为促进电力企业降低成本、提高效率，电力企业要消化30%的煤价上涨因素。燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价适当调整，其他发电企业上网电价不随煤价变化调整。2012年12月25日国务院发布国办发〔2012〕57号文件《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》开启了电煤市场化改革，意见规定自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。同时继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。

　　随着新能源发电产业的兴起与不断发展，与新能源发电有关的上网电价及相关分摊补偿政策开始逐步出台。2006年1月13日，发改委发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确了2006年及以后建设的可再生能源发电项目上网电价及费用分摊管理办法，同时也标志着我国上网标杆电价进入发展和逐步完善化阶段，即按电源类别分别定价阶段。

　　从总体来看，我国现阶段政府管制下的上网电价体系是以分电源类别的标杆电价为主导，具体而言：燃煤发电上网电价采用“分省标杆制+脱硫、脱销、除尘及超低排放环保加价”的机制；陆上风电和集中式光伏发电采用分资源区核定标杆电价并建立起随着技术进步上网电价逐步退坡的机制；分布式光伏采用当地燃煤发电标杆上网电价加全国统一的全电量度电补贴；海上风电分潮间带风电和近海风电两种类型分别核定标杆上网电价；可再生能源发电上网电价高出当地燃煤发电上网电价的部分在全国统一分摊；核电上网电价采用全国统一标杆机制；省内水电上网电价实行标杆电价制度，水电比重较大的省（如四川和云南），实行丰枯分时电价或者分类标杆电价，跨省跨区域送电的水电上网电价由受电省（市）上网电价倒推机制改进为供需双方协商确定。天然气发电根据其在电力系统中的作用及投产时间，实行差别化的上网电价机制；抽水蓄能电站也由租赁制租赁制、两部制和单一制等多种电价形式并存，规范为以政府制定两部制上网电价及抽水电价为基础的新机制。标杆电价机制的建立较好的解决了过往政府管制上网电价采用的“个别成本定价”无法有效约束成本的弊端，在建立竞争性批发市场的过渡阶段，对于引导发电企业节约成本，提高效率，优化发电资源配置，促进发电节能技术进步均起到了积极的作用。

　　区域电力市场建设停滞后，我国开始探索通过大用户与发电企业直接交易实现电力市场化。2009年，国家发展改革委、原国家电监会和国家能源局联合下发《关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复》(发改价格[2009]2550号)，批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易试行方案，标志着电力用户与发电企业直接交易试点正式启动，直接交易电量对应的发电厂上网电价和用户用电价格不执行当地标杆上网电价和目录电价。同年，原国家电监会颁布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号），进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，指出“建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格，签订1年及以上的直接交易合同”。随后，我国多省（市、区）陆续探索建立由发用双方自主协商交易电量和电价的新机制。

　　2012年，原国家电监会印发《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》（国家电力监管委员会 [2012]151号），指出“跨省跨区电能交易坚持以市场为导向”，“除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外，跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式”，交易方式包括集中撮合和双边协商，“逐步探索形成市场化的价费形成机制”。