中國儲能網訊：在成熟電力市場中，電價本無“名義電價”與“實際電價”之分，市場競爭生成的價格、國家政策明確的價格，就該是最終的結算價格。無論是中長期交易合約價、現貨市場出清價，還是政策核定的基準價，本質上都應直接對應發(fā)電企業(yè)的單位電量收入，結算環(huán)節(jié)僅是“對賬確認”的程序性動作。但我國電力市場卻出現了反?，F象：交易或政策確定的電價與發(fā)電企業(yè)最終拿到的結算電價嚴重脫節(jié)，硬生生催生出“名義電價”與“實際電價” 兩個概念。這種背離并非市場規(guī)律所致，而是源于結算技術體系的混亂與結算機制設計的隨意性。本該嚴謹的成本分攤、偏差調整，變成了可靈活干預的“變量”，最終導致電價信號失真，違背了電力市場化改革的初衷。
何為“名義電價”與“實際電價”
所謂“名義電價”本應是唯一的交易定價。當前被稱作“名義電價”的價格，本就是電力市場的“交易定價”或“政策定價”，是市場主體共識或政策導向的直接體現。在正常市場邏輯中，這些價格就該是最終結算的唯一依據，不存在“名義”與否的區(qū)分。所謂“實際電價”則是被不合理結算扭曲后的結果?！皩嶋H電價”本質是 “名義電價”經不合理調整后的結算結果，其計算公式看似合規(guī)，實則違背市場邏輯：實際電價=名義電價±結算干預項（而非合理成本調整）。這種“干預項”并非成熟電力市場中的常規(guī)偏差調整，而是超出交易約定、缺乏透明規(guī)則的額外增減項。據公開數據統計，2023年全國多個省份發(fā)電企業(yè)實際電價與名義電價存在顯著差距，西北某新能源大省中風電項目名義電價0.33元/千瓦時，扣除各類“分攤費用” 后實際電價僅為0.29元/千瓦時，度電差距0.04元；華東某工業(yè)大省，核電名義電價為煤電基準價上浮0.02元/千瓦時，即0.4151元/千瓦時，全年分攤費用折合度電約0.026元/千瓦時，實際電價降至 0.3894元/千瓦時，低于煤電基準價；南方某?。含F貨市場月度出清均價0.42元/千瓦時，發(fā)電企業(yè)最終現貨實際結算均價僅0.37元/千瓦時，度電偏差達0.05元，部分企業(yè)偏差甚至超過0.08元。這些案例清晰表明：“實際電價”并非市場自然形成，而是被結算環(huán)節(jié)的額外干預強行拉離了“名義電價”的基準線。
根源剖析：不合理結算的兩類核心成因
名義與實際電價的分離，本質是不合理結算機制的產物，具體可分為“技術認知偏差”與“非市場干預” 兩大類，兩類問題相互交織，進一步加劇了價格扭曲。
第一類：結算技術機理不清導致的“被動偏差”
這類問題源于對電力市場結算邏輯的認知不足，誤將本應清晰界定的成本或責任，變成了模糊分攤的“大鍋飯”，主要體現在三個方面：
1、偏差電量責任界定混亂：在計劃與市場雙軌制下，非市場用戶的用電偏差本應歸責于用戶或電網企業(yè)，但實際操作中卻將偏差成本轉嫁給發(fā)電側。如某省 2023年因非市場用戶超計劃用電產生的偏差資金12億元，全部由省內發(fā)電企業(yè)按發(fā)電量比例分攤，導致度電成本增加0.015元；
2、輔助服務成本傳導路徑錯位：輔助服務（調頻、備用等）是保障電網安全的公共成本，本應按“誰受益、誰承擔”原則傳導至用戶，但我國約70%的輔助服務成本由發(fā)電企業(yè)承擔。例如某省2024年一季度輔助服務總費用 8.6億元，其中發(fā)電企業(yè)分攤 6.1億元，用戶側僅承擔2.5億元，且分攤標準未公開；
3、阻塞費用核算邏輯模糊：輸電阻塞費用本應根據“阻塞責任方”（如某區(qū)域過量發(fā)電或過量用電）分攤，但實際中卻按“發(fā)電企業(yè)發(fā)電量占比”平均分攤。如華北某跨區(qū)輸電通道2023年阻塞費用 5.8 億元，全部由通道覆蓋范圍內的發(fā)電企業(yè)分攤，而非歸責于導致阻塞的高耗能用戶。
第二類：政府干預導致的“主動扭曲”
這類問題是結算機制設計“隨意性”的核心體現，通過行政干預強行改變結算結果，使電價偏離市場定價，主要包括兩種情形：
1、臨時行政指令調整：部分地區(qū)為控制用戶用電成本，在市場定價之外額外要求發(fā)電企業(yè)“讓利”，直接從結算電價中扣除部分收益。如某省2023年夏季用電高峰時，臨時要求火電企業(yè)度電讓利 0.02元，導致實際電價較名義電價（現貨出清價0.45 元/千瓦時）降至 0.43元/千瓦時，且未明確讓利補償機制；
2、規(guī)則設置結算限價：某省在市場規(guī)則中，設置電能量結算（日前或實時）分時價格上下限為200-600 元/兆瓦時。當市場價格出清超過600元/兆瓦時，若形成的市場出清價格超出該區(qū)間上限（高于600 元 / 兆瓦時）或低于區(qū)間下限（低于 200 元 / 兆瓦時），則需按該區(qū)間的對應邊界值（上限 600 元 / 兆瓦時或下限 200 元 / 兆瓦時）對結算價格進行修正，確保最終結算價格落在預設范圍內。
這兩類不合理結算，本質上都是對“市場定價” 的變相否定。 前者是因技術能力不足導致的結算失準，后者是因政府干預導致的結算失序，最終共同催生了“名義電價”與“實際電價”的背離。
回歸“交易定價 = 結算電價” 的本質
破除背離現象
要消除名義與實際電價的差異，核心是重建“交易定價即最終結算價”的市場邏輯，通過技術補位、機制規(guī)范、責任明確，讓結算環(huán)節(jié)回歸“對賬確認”的本質，具體可分為四步推進：
第一步：全面推行現貨市場“差價結算”，杜絕結算干預
所有市場主體必須參與現貨市場，中長期合約價與現貨出清價的差額，僅作為“價差調整項”計入結算，而非額外增減費用。例如：某發(fā)電企業(yè)與售電公司簽訂中長期合約價0.36 元/千瓦時，當月現貨出清均價0.38元 /千瓦時，則結算時按“現貨價 0.38 元/千瓦時結算，發(fā)電企業(yè)向售電公司補差價0.02元/千瓦時”；若現貨價0.34元/千瓦時，則售電公司向發(fā)電企業(yè)補差價0.02元/千瓦時。這種模式下，“名義電價”（合約價或現貨價）與 “實際電價”（最終結算價）完全一致，不存在額外干預空間。
第二步：優(yōu)先發(fā)電項目實行“場外補齊”，不干擾市場結算
對于國家明確的優(yōu)先發(fā)電項目（如核電、公益性水電），采用“先按市場價格結算，再場外補齊政策價差” 的方式：優(yōu)先發(fā)電項目作為“價格接受者”參與現貨市場，按現貨出清價結算（即實際電價 = 現貨價）。若現貨價低于政策核定的“保障電價”，差額部分由電網企業(yè)（或政策指定主體）場外補給發(fā)電企業(yè)；若現貨價高于保障電價，超出部分按政策規(guī)定留存或返還用戶。
第三步：明確偏差、輔助服務等成本的“責任歸屬”，杜絕籠統分攤
1、偏差電量成本：非市場用戶的用電偏差，由電網企業(yè)或用戶承擔，不得轉嫁給發(fā)電側；市場用戶的偏差，按“超用部分按現貨高價結算、少用部分按現貨低價結算” 的原則自擔成本；
2、輔助服務成本：按照“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務價格形成機制，持續(xù)推動輔助服務費用規(guī)范有序傳導分擔；
3、阻塞費用：試點節(jié)點邊際電價（LMP）基礎上的金融輸電權（FTR）機制，將日前阻塞盈余通過金融輸電權拍賣分配給市場主體，實時阻塞盈余按用戶負荷比例返還，落實 “誰受益、誰承擔” 原則，由責任方全額承擔，不再按發(fā)電量平均分攤。
第四步：建立結算數據“全公開”機制，杜絕隱性干預
所有結算相關數據（包括分攤標準、干預依據、資金流向等）必須按月公開，接受市場主體監(jiān)督：省級電力交易中心每月發(fā)布《結算情況公告》，明確每類費用的計算邏輯、涉及金額、承擔主體；發(fā)電企業(yè)可查詢本企業(yè)每筆結算的明細，對異議項可申請復核，復核結果需在10個工作日內答復；禁止使用 “內部數據” 或 “非公開依據” 調整結算價格，所有干預措施必須以正式文件形式提前公示，無公示文件不得納入結算。
本無“背離”，何談 “修正”
世界上本無“名義電價”與“實際電價”的區(qū)分 ：市場生成的價格、政策明確的價格，就該是最終結算的價格。我國出現的價格背離，本質是結算技術混亂與非市場干預共同導致的“人為扭曲”，反映的是“以市場之名行計劃之實”的深層問題。
若最終所有發(fā)電企業(yè)的實際電價都趨近于固定的標桿價，而名義上的“市場電價”僅是擺設，那么電力市場化改革便失去了意義。這不過是“皇帝的新衣”，看似完善的市場機制，實則仍在計劃干預的框架內打轉。唯有回歸“交易定價=結算電價”的本質，讓結算環(huán)節(jié)告別混亂與隨意，才能讓電價真正成為反映供需、引導資源配置的核心信號，為全國統一電力大市場與 “雙碳” 目標筑牢基礎。
