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國家發(fā)改委3月5日提請十三屆全國人大五次會議審查的《關于2021年國民經濟和社會發(fā)展計劃執(zhí)行情況與2022年國民經濟和社會發(fā)展計劃草案的報告》指出，要深化重點領域體制改革，推進燃氣發(fā)電、核電上網電價形成機制改革。業(yè)內解讀指出，此舉釋放出國家積極推進氣電、核電發(fā)展，以適應新形勢下電力系統(tǒng)高質量發(fā)展需要的信號。未來隨著氣電、核電裝機規(guī)模持續(xù)擴大與市場化價格機制的深入推進，將進一步倒逼相關企業(yè)提升自身技術水平，降低建設成本、燃料成本，來保證自身經濟優(yōu)勢，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

電力工業(yè)作為基礎產業(yè)，是國民經濟發(fā)展和人民生產生活的重要能源保障，電價作為電力供需的“風向標”和“晴雨表”，是本輪電改的核心和先決條件,也是倒逼體制改革的利器，將直接影響電力行業(yè)的發(fā)展格局。

據(jù)悉，從我國電價政策機制發(fā)展歷程看，我國電價政策機制發(fā)展歷程大致可以分成四個階段：計劃管理階段（1949—1985年）、電價政策改革和調整階段（1985—2002年）、電力市場化改革過渡階段（2002—2015年）和全面深化電力改革階段（2015年至今）。

2015年3月，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）明確提出，“有序推進電價改革，理順電價形成機制”，并具體部署了單獨核定輸配電價、分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成和妥善處理電價交叉補貼三項任務。

新一輪電力體制改革7年來，我國電價改革工作取得了顯著成效，初步建立了輸配電價成本監(jiān)審機制，燃煤發(fā)電上網電價市場化改革不斷深化，發(fā)用電計劃加速放開。去年10月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，電價市場化改革邁出關鍵一步。

隨著全國統(tǒng)一電力市場體系加速推進，燃氣發(fā)電和核電上網電價亟需深化改革。相關數(shù)據(jù)顯示，截至2021年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量23.8億千瓦，其中燃氣裝機1.09億千瓦、核電5326萬千瓦，分別占比4.6%、2.2%。

占比雖小，但重要性不容忽視。燃氣機組啟停靈活且?guī)缀醪慌欧哦趸蚣盁焿m，占地面積小,作為靈活性電源將發(fā)揮重要作用；核能作為近零排放的清潔能源，發(fā)展空間同樣不可小覷。

中電聯(lián)2020年底發(fā)布的《當前電價政策機制相關問題調研報告》指出，目前天然氣發(fā)電燃料成本仍較高，燃氣發(fā)電經營困難。

業(yè)內普遍認為，一方面，上游的天然氣成本難以通過電價順利傳導，遏制了企業(yè)投資積極性；另一方面，地方政府補貼力度退坡，電網公司的收購壓力加大，燃氣機組的生存空間將被進一步擠占。此外，現(xiàn)有的價格機制無法體現(xiàn)氣電調峰價值，制約了其健康可持續(xù)發(fā)展。

“長期以來由于我國‘缺油少氣’，加之燃機設備及備件進口價格昂貴，導致氣電成本高、經濟性差、成長性不強，依靠財政補貼、兩部制電價，或轉讓發(fā)電合約生存，無法與煤電、水電甚至風光電同臺競爭。”中國能源研究會理事陳宗法指出，目前，氣電的綜合價格高達0.62元/千瓦時，幾乎是平價風光電的2倍。“十三五”已在廣東開展部分電量的競價交易，交易單價只有0.47元/千瓦時。“十四五”預計將在浙江、江蘇等省擴大競價范圍，來自市場競爭的壓力將顯著增加。此外，天然氣對外依存度持續(xù)增高，“有氣用、用得起”的問題至今沒有根本解決。

核電方面，繼2015年新一輪電力市場化改革啟動后，核電電價逐步引入雙邊協(xié)商定價和市場競價機制，對核電經濟性提出更高要求。自2020年起，煤電價格聯(lián)動機制取消，定價機制由標桿上網電價改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，一定程度上影響了核電上網電價的定價機制。

相關信息顯示，隨著電力市場化的逐步推進，核電市場化交易規(guī)模占比近年來逐漸擴大，截至去年底已有近40%的核電通過市場化交易形成價格。

有專家分析指出，雖然目前細則尚未出臺，但可以預見的是，推進燃氣發(fā)電、核電上網電價形成機制改革，均旨在適應新型電力系統(tǒng)，為建設全國統(tǒng)一電力市場體系奠定基礎。“值得注意的是，目前天然氣發(fā)電環(huán)保、輔助服務價值沒有完全體現(xiàn)等問題，應該成為下一步電價體制改革的重點發(fā)力點。核電在上網電價方面也應統(tǒng)籌與后端產業(yè)的協(xié)調發(fā)展，制定納入外部性成本因素的定價機制，科學平衡經濟發(fā)展與污染治理的關系。”