近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，为全国各地区现货市场的建立起到了关键性的指导作用。在现货市场运行日渐成熟的情况下，国家发展改革委在2021年提出的“有序放开全部燃煤发电电量上网电价” 的概念值得继续完善，从而为现货市场的发展起到更好地协调和支撑作用。而继续当前的煤电上网电价机制可能会削弱系统可靠性，增加成本，甚至会减缓清洁能源转型的步伐。

煤电机组的补偿机制应当以现货市场为主，中长期市场为辅。具体来说，应当进一步落实国家发展改革委在2021年提出的计划，“有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围”，甚至更进一步，完全取消“基准价+上下浮动”机制。这当然并不是说所有中长期交易都应该被取消，而是取消中长期交易行政定价的限制。在新的机制中，中长期交易仍能够以金融合约的形式扮演重要角色，为现货市场的价格波动提供风险对冲服务，但协调各类电力资源、补偿运行行为和投资的主要平台应该是现货市场。

回望2021年，可以从全国范围内的“停电潮”中看出煤电上网电价机制的一些问题。2021年初，煤价显著上涨，然而当时的煤电上网电价机制难以及时地反映燃料成本价格以及市场供需的变化。因此，年中有许多煤电站都陷入了“发一度，亏一度”的境地，影响了它们的发电意愿，致使多地在发电容量足够甚至过剩的情况下仍产生了供电困难。整体而言，目前的煤电上网电价机制无法灵活反映系统情况的快速变化。这些情况并不仅仅包括上述的燃料煤价格，还包括可再生能源出力的波动性等。

在2021年的电力危机之后，国家发展改革委将上下浮动的范围放宽为20%，且高耗能企业不受价格上限限制。这一举措无疑有利于新能源系统的发展。然而， “基准价+上下浮动”机制也许并非是一个一劳永逸的解决方案。比如，价格上下限的设置仍然可能会削弱电力系统的灵活性，使其无法有效地按照日内以及每小时的系统情况变化进行调整，而随着风电及光伏发电比例的迅速增加，对新型电力系统所应具备的灵活性要求也越来越高。相比之下，现货市场能够鼓励包括煤电在内的各类资源更有效、灵活地进行调整。

当煤电上网电价完全放开后，如何为必要的煤电机组提供足额补偿，以确保电力系统稳定运行？为达成双碳目标，在未来的几十年中煤电容量必然要逐渐减少，但是为了确保系统的可靠性，仍有一小部分煤电容量需要在市场中回收成本。国际经验和分析表明，设计良好的现货市场可以支持合理的容量成本回收。然而在必要时，也可以通过实行容量市场来补充一部分容量成本。不过前提是容量市场的设计必须严格控制补偿的条件。首先，容量资源竞标应当公平面向所有资源（例如能效和虚拟电厂）；其次，采购多少容量资源应由科学透明的系统可靠性分析决定；最后，政策标准（例如空气质量标准和排放标准）也应该成为容量补偿资格的考量。

当煤电上网电价完全放开后，工商业用户如何承受现货市场的价格波动？正如在其他国家一样，包括零售商在内的市场参与者可以用中长期合同来缓解价格波动影响并规避风险。这样一来，终端用户就可以缓解电力批发市场价格波动带来的影响。此外，一些国家也推出了一些补贴项目来缓解部分工商业用户在电价高涨期间的压力，比如税收减免，甚至是对受损失严重企业的直接补偿。舒缓用户价格压力的其他手段还有许多，但无论如何，一个重要的原则是要让价格信号发挥指导资源配置的作用。

中国电力行业改革到了一个关键的阶段，传统的定价机制正和如今的市场机制发生新的联结和碰撞。本文从当前的煤电上网电价对能源转型的束缚出发，指出了目前上网电价的根本问题在于无法灵活地反映快速变化的系统情况，而现货市场的价格信号可以有效解决这一问题。随着现货市场的成熟，电力系统的灵活性也会得到进一步的提升。如何更好的完善价格形成机制，并和市场机制有机结合，是电改目前的一大难题，需要从规则、机制、观念等多角度同时发力。