我國電力定價機制有顯著的計劃性特征，靈活性、差異性不足。隨著電力需求的增長和新型電力系統的建立，迫切需要深化電力體制改革，發揮市場化在資源配置的決定性作用，推動發電側電力價值回歸。
2021 年 10 月，國家發改委頒發的《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》指出，按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”總體要求，進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，推動真正建立起“能跌能漲”的市場化電價機制，以更好發揮市場在電力資源配置中的作用，保障電力安全穩定供應、支撐新型電力系統建設。
（1）電價市場化機制有望推動電價中樞上移
2019 年 10 月，國家發改委頒發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將燃煤發電標桿上網電價機制改為“基礎價+上下浮動”的市場化價格機制，基礎價為當地現行燃煤發電標桿上網電價。2021 年 7 月以來，全國多地如內蒙、寧夏、上海、湖南等政府陸續發文允許交易電價上浮。隨著電價上浮得到各地政府的確認落地，政策信號向電價上漲傾斜，保障火電企業的合理收益。
2021 年 7 月，國家發改委頒發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，文件明確提出：各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。目前，全國已有 29個省級行政區實施了分時電價機制。當終端高峰電價出現明確的漲價機制后，可以預見會向發電側上網電價傳導，因此，作為靈活可調節型電源主力的火電，將在市場化改革中獲益。
2021 年 10 月，國家發改委頒發《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價。燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。通知還要求各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制。
另外，在碳達峰、碳中和戰略目標下，目前國內正處于風光裝機快速增長的起步階段，且國內風光裝機高速成長將持續較長時間。由于新能源發電間歇、波動、反調峰等特點對電網造成較大沖擊，在接入更多新能源的同時，還需要投入更多資本增加調峰能力，以應對電力系統沖擊。電價機制應鼓勵投資主體獲得合理收益，以保證電力系統的安全平穩。
隨著電價市場化傳導機制進一步完善，新能源裝機大幅提升后電力系統綜合成本的上升，預期電價中樞將上移。
（2）火電交易形式將趨于更加靈活多元
為適應電力供應和需求的多元化，國家正在積極探索發展電力現貨市場、容量電價機制、輔助服務市場等市場化體系，力爭通過市場手段優化電力資源在時間和空間上的配置。
①電力現貨市場
構建新能源為主體的新型電力系統，新能源并網比例將持續增加，電網峰谷差也將進一步加大，電能在不同時刻稀缺程度差異將進一步凸顯。電力現貨市場交易可以提供更加清晰的價格信號，優化電力資源配置、提高電力資源的利用效率。
2019 年 7 月以來，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司相繼聯合發布的《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》明確：進一步深化電力市場化改革，遵循市場規律和電力系統運行規律，建立中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場，完善市場化電力電量平衡機制和價格形成機制。統籌開展中長期、現貨與輔助服務交易。按照“一個市場，多種產品”的基本原則，同步開展電力中長期、現貨、輔助服務市場的規則設計，做好各類交易間的有機銜接。完善電力中長期合同市場化調整機制，逐步縮短交易周期、增加交易頻次，為市場主體調整合同電量及負荷曲線提供市場化手段。
②電力系統輔助服務
為服務以新能源為主體的新型電力系統建設，促進能源綠色低碳發展，2021 年以來，《國家發展改革委 國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》《國家發展改革委 國家能源局關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》等政策相繼出臺。近期發布的《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》，將開啟我國電力輔助服務市場頂層設計的新構架。新的《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》確立了“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，進一步完善了輔助服務考核補償機制，明確跨省跨區發電機組參與輔助服務的責任義務、參與方式和補償分攤原則，建立了用戶參與的分擔共享機制，可一定程度上疏導電力系統運行日益增加的輔助服務費用壓力。具有深度調峰能力的火電機組，參與電力系統輔助服務，將成為一種新的經營模式和盈利增長點。
③容量電價機制
在國際成熟的電力市場中，容量市場作為一種經濟激勵機制，能使機組獲得發電量和輔助服務市場以外的穩定收入，以此鼓勵機組建設，使電力系統在面對高峰負荷時有足夠發電容量冗余。
2019 年 10 月，國家發改委發布的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》明確：通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。2021 年 5 月出臺的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，也給未來可能實施的煤電容量電價機制形成了參考。
綜上，可以展望，隨著電力現貨市場、輔助服務市場的發展完善，容量電價機制和包括調峰服務的輔助服務價格機制落地，火電交易形式將趨于更加靈活多元，未來有望由過去單一電量電價交易模式轉換為發電和服務相結合的交易模式，火電企業的合理收益可得到切實保障。
