加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，是《關于進一步深化體制改革的若干意見》（下稱“中發〔2015〕9號文”）明確的深化電力體制改革的核心目標。隨著電力現貨市場建設試點工作的推進，建立競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系必然面臨一系列新的問題和困難。水電機組“一機一價”是建設和完善電力市場體系過程中的一個不能回避的問題。然而，無論是各地的電力中長期交易市場還是全國第一批8個試點地區電力現貨市場實踐中，很少見到或聽到有關水電機組“一機一價”問題的深入討論或研究。

水電機組“一機一價”，問題久拖不決

電力價格市場化形成機制是電力市場建設的核心，事關本輪深化電力體制改革的成敗。我國發電企業上網經歷了指令性電價、還本付息電價、標桿電價、市場定價等幾個階段。隨著電價矛盾的疏導以及電價管理的規范，相對而言，火電、核電、風電、光電等同一地區同類機組基本按同一價格水平核定上網電價。但是，由于歷史以及建設成本等原因，水電機組上網電價的“一機一價”現象至今沒有得到徹底解決。

以甘肅為例，截至目前，全省電力裝機達5286萬千瓦，其中水電裝機943萬千瓦，占比近18%，15兆瓦以上水電企業100家，分別對應19個不同的上網批復電價，最低160.5元/兆瓦時，最高370元/兆瓦時。

近年來，隨著電力市場化改革的深入，在部分省內電力中長期市場交易中，水電企業與電力用戶的直接交易價格還存在采用價差等額傳導的方式；在外送電市場交易中，水電價格基本由市場按照“同質同價”原則形成，但也存在對外打捆平均價、對內采用價差等額分配方式。

在水電機組上網電價的“一機一價”問題沒有得到解決的情況下，近期，某省在組織2021年發電企業與電力用戶直接交易中，提出“水電企業上網電價形成機制尚未理順前,對水電企業市場化電能量價格暫實行互補調整機制,各水電企業參照交易前公布的參與直接交易水電企業市場化電量加權平均價進行報價,電網企業與水電企業按照水電企業市場化電量加權平均價與水電企業實際報價間價差等額傳導進行結算。”這種價差等額傳導方式，難以體現水電能量“同質同價”原則，雖是“不得已而為之”，但仍遭到了不少業內人士“詬病”。

雖然水電屬于二類優先保障發電，但是隨著市場規模的不斷擴大、經營性電力用戶發用電計劃的全面放開，以及電力現貨市場建設試點工作的推進，全面競價上網已經成為大勢所趨。水電機組“一機一價”問題已對電力市場的規范運作以及現貨市場的可持續發展帶來阻礙，到了不能回避而且必須盡快加以妥善處理的時候。

水電機組“一機一價”問題如果不解決，中發〔2015〕9號文提出的“參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價、政府性基金三部分組成”的基本要求就不能實現；單獨核定并執行輸配電價，形成發用電價市場形成機制的“管住中間、放開兩頭”基本架構就難以達成。

解決水電機組“一機一價”，要堅持市場化原則

嚴格意義上講，水電機組“一機一價”問題的妥善處理是電力現貨市場有序有效運行的必備條件之一。建議從國家層面盡快組織研究電力市場化改革進程中遇到的水電機組“一機一價”問題，對由于體制轉換導致的擱淺成本予以規范或妥善處理，為發電側平等競爭提供必要條件。

在此，就解決水電機組“一機一價”問題提一個拋磚引玉的思路：

假設試點地區僅有兩個水電企業甲和乙。甲企業水電機組上網批復電價180元/兆瓦時，乙企業水電機組上網批復電價380元/兆瓦時，預計今后多年的中長期市場電價約280元/兆瓦時。建議可由政府電價主管部門與水電企業甲和乙進行充分溝通協商，并出臺以下政策：一是水電企業甲和乙的上網電價全部由市場形成；二是今后市場形成上網電價十年內，甲企業因市場化電價高于原批復電價所得收益的一定比例返補給乙企業，適當彌補乙企業因體制轉換導致的擱淺成本，即市場化電價低于原批復電價給乙企業造成的相對損失。

根據電力市場化和電價改革總體要求，2020年9月28日，國家發展改革委下發了《關于核定2020～2022年省級電網輸配電價的通知》（下稱《通知》），進一步體現了國家“著力管住輸配環節電價，積極推進發電側和銷售側電價市場化，切實發揮市場在資源配置中決定性作用”的決心。《通知》要求，2020年繼續執行現行輸配電價，各省級電網輸配電價自2021年1月1日起執行。同時，《通知》再次強調，積極推進發電側和售電側市場化。參與電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加。市場交易上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過市場化方式形成，電網企業按照《通知》核定的標準收取輸配電價。

水電機組“一機一價”問題同時也關系到各地第二監管周期（2020-2022年）輸配電價能否完全落地執行。我們期待水電機組“一機一價”問題盡快得到妥善解決。