我国电力定价机制有显著的计划性特征，灵活性、差异性不足。随着电力需求的增长和新型电力系统的建立，迫切需要深化电力体制改革，发挥市场化在资源配置的决定性作用，推动发电侧电力价值回归。
2021 年 10 月，国家发改委颁发的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，推动真正建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，以更好发挥市场在电力资源配置中的作用，保障电力安全稳定供应、支撑新型电力系统建设。
（1）电价市场化机制有望推动电价中枢上移
2019 年 10 月，国家发改委颁发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基础价+上下浮动”的市场化价格机制，基础价为当地现行燃煤发电标杆上网电价。2021 年 7 月以来，全国多地如内蒙、宁夏、上海、湖南等政府陆续发文允许交易电价上浮。随着电价上浮得到各地政府的确认落地，政策信号向电价上涨倾斜，保障火电企业的合理收益。
2021 年 7 月，国家发改委颁发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，文件明确提出：各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。目前，全国已有 29个省级行政区实施了分时电价机制。当终端高峰电价出现明确的涨价机制后，可以预见会向发电侧上网电价传导，因此，作为灵活可调节型电源主力的火电，将在市场化改革中获益。
2021 年 10 月，国家发改委颁发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。通知还要求各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制。
另外，在碳达峰、碳中和战略目标下，目前国内正处于风光装机快速增长的起步阶段，且国内风光装机高速成长将持续较长时间。由于新能源发电间歇、波动、反调峰等特点对电网造成较大冲击，在接入更多新能源的同时，还需要投入更多资本增加调峰能力，以应对电力系统冲击。电价机制应鼓励投资主体获得合理收益，以保证电力系统的安全平稳。
随着电价市场化传导机制进一步完善，新能源装机大幅提升后电力系统综合成本的上升，预期电价中枢将上移。
（2）火电交易形式将趋于更加灵活多元
为适应电力供应和需求的多元化，国家正在积极探索发展电力现货市场、容量电价机制、辅助服务市场等市场化体系，力争通过市场手段优化电力资源在时间和空间上的配置。
①电力现货市场
构建新能源为主体的新型电力系统，新能源并网比例将持续增加，电网峰谷差也将进一步加大，电能在不同时刻稀缺程度差异将进一步凸显。电力现货市场交易可以提供更加清晰的价格信号，优化电力资源配置、提高电力资源的利用效率。
2019 年 7 月以来，国家发改委办公厅、国家能源局综合司相继联合发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》明确：进一步深化电力市场化改革，遵循市场规律和电力系统运行规律，建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制。统筹开展中长期、现货与辅助服务交易。按照“一个市场，多种产品”的基本原则，同步开展电力中长期、现货、辅助服务市场的规则设计，做好各类交易间的有机衔接。完善电力中长期合同市场化调整机制，逐步缩短交易周期、增加交易频次，为市场主体调整合同电量及负荷曲线提供市场化手段。
②电力系统辅助服务
为服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，2021 年以来，《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等政策相继出台。近期发布的《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，将开启我国电力辅助服务市场顶层设计的新构架。新的《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》确立了“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，进一步完善了辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立了用户参与的分担共享机制，可一定程度上疏导电力系统运行日益增加的辅助服务费用压力。具有深度调峰能力的火电机组，参与电力系统辅助服务，将成为一种新的经营模式和盈利增长点。
③容量电价机制
在国际成熟的电力市场中，容量市场作为一种经济激励机制，能使机组获得发电量和辅助服务市场以外的稳定收入，以此鼓励机组建设，使电力系统在面对高峰负荷时有足够发电容量冗余。
2019 年 10 月，国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确：通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。2021 年 5 月出台的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，也给未来可能实施的煤电容量电价机制形成了参考。
综上，可以展望，随着电力现货市场、辅助服务市场的发展完善，容量电价机制和包括调峰服务的辅助服务价格机制落地，火电交易形式将趋于更加灵活多元，未来有望由过去单一电量电价交易模式转换为发电和服务相结合的交易模式，火电企业的合理收益可得到切实保障。
