eo记者 姜黎 潘秋杏
编辑 黄燕华
审核 高亮
2025年1月9日，四川省发展改革委、四川省能源局发布《关于建立煤电政府授权合约价格机制有关事项的通知》（川发改价格〔2025〕13号）（下称《通知》），提出结合煤电容量电价机制的实施，建立煤电政府授权合约价格机制，即煤电机组省内中长期交易合同均价，叠加政府授权合约价格与省内市场价格的差价，形成最终电能量价格，自2025年1月1日起执行。2025年四川煤电政府授权合约价格为0.4392元/千瓦时。
2025年，四川电力市场规则做出重大调整。2024年12月31日，四川省发展改革委、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室联合印发《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》，取消常规直购非水电量打捆购入方式，推动发电侧水火风光同台竞争。
根据《通知》，推出煤电政府授权合约价格机制的目的，是推动煤电机组公平参与电力市场交易，与水电、风电、光伏等市场化电源同台竞争，促进市场交易价格灵敏反映电力市场供需和燃料成本变化。
近年来，多地引入水、风、光等清洁能源以多种方式参与电力现货市场交易，但这些电源的边际成本普遍低于煤电、气电和核电，甚至趋近于零。随着这些清洁能源电量占比逐渐提升，煤电在电力现货市场交易中的定价时段不断减少，交易均价呈现下降趋势，导致煤电运行成本回收承压。
作为水电大省，四川电力供应呈现突出的丰枯期效应。据当地发电企业人士介绍，如果在场外不给予任何价格机制，煤电与水、风、光等电源同台竞价，优势在于枯水期大部分为必发电量，还要从省外买电，此时就具有几乎完全的现货市场定价能力，可能抬高整体市场价格；而汛期则大多作为备用机组，现货市场由水电或风、光机组定价，价格偏低，影响煤电顶峰发电意愿，造成了经济性和调度需求的矛盾。
如何平衡水与火的利益，在促进多种电源共同保障电力供应的同时实现价格最优？
四川是较早提出建立煤电容量补偿机制的省份。在2023年11月全国煤电容量电价机制出台之前，四川就提出要引入煤电容量补偿机制。根据2023年11月发布的《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），四川煤电机组通过容量电价回收的固定成本比例在2024—2025年为50%，即每年每千瓦165元。
一位资深发电从业者曾在接受《南方能源观察》（eo）采访时认为，在新型电力系统建设过程中，要区分单纯的调节资源，以及既具备电量供给又具备调节能力的资源，根据其提供的服务分别定价。煤电容量电价机制解决了因煤电利用小时数总体下降而带来的固定成本搁浅问题，但变动成本依然要通过电能量市场交易回收。
一位从事价格研究工作的人士解释，在水、风、光比例不断提高的情况下，电力现货市场均价下降，甚至在部分时段出现零、负电价，对煤电的变动成本回收造成了较大压力。
据悉，四川电力市场一直以来采取的是水电和用户直接交易，2022年逐步放开水电与风、光同台竞价，但煤电依然采取单边竞价、纳入非水电量按固定比例向用户配置的模式。四川电力交易中心在2025年1月初发布的《〈四川省2025年省内电力市场交易总体方案〉解读》一文中提到，2025年，四川将改变燃煤火电单边竞价、纳入非水电量按固定比例向用户配置的模式，推动燃煤火电与水电、风电、光伏同台与用户自主交易。
煤电政府授权合约价格机制是水火风光同台竞价的支撑。中国人民大学应用经济学院助理教授郑㼆认为，由于四川电力供应受季节性因素显著影响，枯水期与汛期的电力需求与供给格局差异明显，煤电在不同时期分别承担电量供给和调节服务两大功能。
汛期水电发电量充足，市场电价低于政府授权合约价格，煤电通过授权合约机制获得正向补偿，可弥补其变动成本及部分固定成本。这种补偿机制能够有效激励煤电继续承担调节功能，提升电网运行的安全性和灵活性。枯水期政府授权价格机制将避免煤电利用市场力抬高电价的冲动，高于授权合约价格的溢价部分将返还给全省工商业用户。这一设计平抑了枯水期的电价波动，防止电价过高，保障用电成本的可控性，同时确保供应的稳定性。
有西南地区电力从业者认为，煤电授权合约价格机制可以对电价起到稳定作用，满足政府既不希望电价大幅上涨，也不希望无序竞争导致电价大幅下跌的诉求。
根据《通知》，政府授权合约价格按照“准许成本加合理收益”原则，结合电煤成本情况、煤电容量电价等确定。2025年定为0.4392元/千瓦时。
据前述当地发电企业人士介绍，这一价格比四川省燃煤发电标杆电价0.4012元/千瓦时高3分多，但比燃煤发电标杆电价上浮20%后的价格低4分多。
为推进电价市场化改革，2004年我国按区域或省平均成本统一定价建立了燃煤发电标杆上网电价，并建立了煤、电价格联动机制，综合考虑煤电机组的固定成本和燃料等变动成本。而后依据电煤价格变化，燃煤发电标杆上网电价历经多次调整，但其调整时间往往滞后于电煤价格的变动。2020年起，煤、电价格联动机制取消，燃煤发电标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆电价确定；2021年10月，燃煤发电电价浮动区间扩大至上、下20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
曾有电力市场资深研究者提出，煤电价格浮动上下限的规定，也应随着燃料成本的变化而调整，以更好衔接电力市场交易，及时反映市场供需。
前述《通知》明确，政府授权合约价格原则上以年为执行周期，对上一执行周期内因电煤成本、实际利用小时数变化等因素产生的政府授权合约费用进行清算，并纳入下一执行周期政府授权合约价格测算调整。执行周期内煤电企业发电成本等发生大幅变化时，省级价格主管部门可视情况对政府授权合约价格进行调整。
同时，还明确了电量计算和传导方式。煤电机组执行政府授权合约价格的电量，原则上为省内中长期电力市场交易合同覆盖的上网电量（不含调试和外送电量）。工商业用户分摊（或分享）的价格水平计入工商业用户上网电价，执行四川分时电价政策、参与上网环节线损费用计算。常规煤电机组实施集中供热改造后，原则上因自身原因无法停机影响清洁能源消纳所发电量不纳入政府授权合约价格机制范围。
郑㼆认为，四川此次煤电政府授权合约本质上是一种带滚动溢价的双向差价合约（two-way CfDs with sliding premium），按月调整煤电度电收益，是应对四川电力供应季节性波动的一项创新机制。
我国能源行业主管部门对政府授权合约尚未有官方定义，此前，政府授权合约多用于讨论新能源全面入市的价格机制，可分为单向和双向等多种类型。
2024年11月广东省能源局、国家能源局南方监管局发布的《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2024〕50号）提出，对核电应用政府授权单向差价合约机制，即按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价格之差（负置为零）对授权合约电量进行单向差价结算回收。
浙江在启动建设电力现货市场时也设计了政府授权合约，将未放开的发电计划转化为带曲线的合约，由发电企业和电网公司在政府主导下签订。
曾有相关业内人士认为，政府授权合约实际上也是一种政府定价行为。随着电力现货市场建设的不断推进，政府授权合约会否有更多样的应用，应经过怎样的价格审查和监管流程，对电力现货市场交易价格信号的形成将产生怎样的影响等，是下一步需要探讨的问题。
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