数字储能网讯：在成熟电力市场中，电价本无“名义电价”与“实际电价”之分，市场竞争生成的价格、国家政策明确的价格，就该是最终的结算价格。无论是中长期交易合约价、现货市场出清价，还是政策核定的基准价，本质上都应直接对应发电企业的单位电量收入，结算环节仅是“对账确认”的程序性动作。但我国电力市场却出现了反常现象：交易或政策确定的电价与发电企业最终拿到的结算电价严重脱节，硬生生催生出“名义电价”与“实际电价” 两个概念。这种背离并非市场规律所致，而是源于结算技术体系的混乱与结算机制设计的随意性。本该严谨的成本分摊、偏差调整，变成了可灵活干预的“变量”，最终导致电价信号失真，违背了电力市场化改革的初衷。
何为“名义电价”与“实际电价”
所谓“名义电价”本应是唯一的交易定价。当前被称作“名义电价”的价格，本就是电力市场的“交易定价”或“政策定价”，是市场主体共识或政策导向的直接体现。在正常市场逻辑中，这些价格就该是最终结算的唯一依据，不存在“名义”与否的区分。所谓“实际电价”则是被不合理结算扭曲后的结果。“实际电价”本质是 “名义电价”经不合理调整后的结算结果，其计算公式看似合规，实则违背市场逻辑：实际电价=名义电价±结算干预项（而非合理成本调整）。这种“干预项”并非成熟电力市场中的常规偏差调整，而是超出交易约定、缺乏透明规则的额外增减项。据公开数据统计，2023年全国多个省份发电企业实际电价与名义电价存在显著差距，西北某新能源大省中风电项目名义电价0.33元/千瓦时，扣除各类“分摊费用” 后实际电价仅为0.29元/千瓦时，度电差距0.04元；华东某工业大省，核电名义电价为煤电基准价上浮0.02元/千瓦时，即0.4151元/千瓦时，全年分摊费用折合度电约0.026元/千瓦时，实际电价降至 0.3894元/千瓦时，低于煤电基准价；南方某省：现货市场月度出清均价0.42元/千瓦时，发电企业最终现货实际结算均价仅0.37元/千瓦时，度电偏差达0.05元，部分企业偏差甚至超过0.08元。这些案例清晰表明：“实际电价”并非市场自然形成，而是被结算环节的额外干预强行拉离了“名义电价”的基准线。
根源剖析：不合理结算的两类核心成因
名义与实际电价的分离，本质是不合理结算机制的产物，具体可分为“技术认知偏差”与“非市场干预” 两大类，两类问题相互交织，进一步加剧了价格扭曲。
第一类：结算技术机理不清导致的“被动偏差”
这类问题源于对电力市场结算逻辑的认知不足，误将本应清晰界定的成本或责任，变成了模糊分摊的“大锅饭”，主要体现在三个方面：
1、偏差电量责任界定混乱：在计划与市场双轨制下，非市场用户的用电偏差本应归责于用户或电网企业，但实际操作中却将偏差成本转嫁给发电侧。如某省 2023年因非市场用户超计划用电产生的偏差资金12亿元，全部由省内发电企业按发电量比例分摊，导致度电成本增加0.015元；
2、辅助服务成本传导路径错位：辅助服务（调频、备用等）是保障电网安全的公共成本，本应按“谁受益、谁承担”原则传导至用户，但我国约70%的辅助服务成本由发电企业承担。例如某省2024年一季度辅助服务总费用 8.6亿元，其中发电企业分摊 6.1亿元，用户侧仅承担2.5亿元，且分摊标准未公开；
3、阻塞费用核算逻辑模糊：输电阻塞费用本应根据“阻塞责任方”（如某区域过量发电或过量用电）分摊，但实际中却按“发电企业发电量占比”平均分摊。如华北某跨区输电通道2023年阻塞费用 5.8 亿元，全部由通道覆盖范围内的发电企业分摊，而非归责于导致阻塞的高耗能用户。
第二类：政府干预导致的“主动扭曲”
这类问题是结算机制设计“随意性”的核心体现，通过行政干预强行改变结算结果，使电价偏离市场定价，主要包括两种情形：
1、临时行政指令调整：部分地区为控制用户用电成本，在市场定价之外额外要求发电企业“让利”，直接从结算电价中扣除部分收益。如某省2023年夏季用电高峰时，临时要求火电企业度电让利 0.02元，导致实际电价较名义电价（现货出清价0.45 元/千瓦时）降至 0.43元/千瓦时，且未明确让利补偿机制；
2、规则设置结算限价：某省在市场规则中，设置电能量结算（日前或实时）分时价格上下限为200-600 元/兆瓦时。当市场价格出清超过600元/兆瓦时，若形成的市场出清价格超出该区间上限（高于600 元 / 兆瓦时）或低于区间下限（低于 200 元 / 兆瓦时），则需按该区间的对应边界值（上限 600 元 / 兆瓦时或下限 200 元 / 兆瓦时）对结算价格进行修正，确保最终结算价格落在预设范围内。
这两类不合理结算，本质上都是对“市场定价” 的变相否定。 前者是因技术能力不足导致的结算失准，后者是因政府干预导致的结算失序，最终共同催生了“名义电价”与“实际电价”的背离。
回归“交易定价 = 结算电价” 的本质
破除背离现象
要消除名义与实际电价的差异，核心是重建“交易定价即最终结算价”的市场逻辑，通过技术补位、机制规范、责任明确，让结算环节回归“对账确认”的本质，具体可分为四步推进：
第一步：全面推行现货市场“差价结算”，杜绝结算干预
所有市场主体必须参与现货市场，中长期合约价与现货出清价的差额，仅作为“价差调整项”计入结算，而非额外增减费用。例如：某发电企业与售电公司签订中长期合约价0.36 元/千瓦时，当月现货出清均价0.38元 /千瓦时，则结算时按“现货价 0.38 元/千瓦时结算，发电企业向售电公司补差价0.02元/千瓦时”；若现货价0.34元/千瓦时，则售电公司向发电企业补差价0.02元/千瓦时。这种模式下，“名义电价”（合约价或现货价）与 “实际电价”（最终结算价）完全一致，不存在额外干预空间。
第二步：优先发电项目实行“场外补齐”，不干扰市场结算
对于国家明确的优先发电项目（如核电、公益性水电），采用“先按市场价格结算，再场外补齐政策价差” 的方式：优先发电项目作为“价格接受者”参与现货市场，按现货出清价结算（即实际电价 = 现货价）。若现货价低于政策核定的“保障电价”，差额部分由电网企业（或政策指定主体）场外补给发电企业；若现货价高于保障电价，超出部分按政策规定留存或返还用户。
第三步：明确偏差、辅助服务等成本的“责任归属”，杜绝笼统分摊
1、偏差电量成本：非市场用户的用电偏差，由电网企业或用户承担，不得转嫁给发电侧；市场用户的偏差，按“超用部分按现货高价结算、少用部分按现货低价结算” 的原则自担成本；
2、辅助服务成本：按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，持续推动辅助服务费用规范有序传导分担；
3、阻塞费用：试点节点边际电价（LMP）基础上的金融输电权（FTR）机制，将日前阻塞盈余通过金融输电权拍卖分配给市场主体，实时阻塞盈余按用户负荷比例返还，落实 “谁受益、谁承担” 原则，由责任方全额承担，不再按发电量平均分摊。
第四步：建立结算数据“全公开”机制，杜绝隐性干预
所有结算相关数据（包括分摊标准、干预依据、资金流向等）必须按月公开，接受市场主体监督：省级电力交易中心每月发布《结算情况公告》，明确每类费用的计算逻辑、涉及金额、承担主体；发电企业可查询本企业每笔结算的明细，对异议项可申请复核，复核结果需在10个工作日内答复；禁止使用 “内部数据” 或 “非公开依据” 调整结算价格，所有干预措施必须以正式文件形式提前公示，无公示文件不得纳入结算。
本无“背离”，何谈 “修正”
世界上本无“名义电价”与“实际电价”的区分 ：市场生成的价格、政策明确的价格，就该是最终结算的价格。我国出现的价格背离，本质是结算技术混乱与非市场干预共同导致的“人为扭曲”，反映的是“以市场之名行计划之实”的深层问题。
若最终所有发电企业的实际电价都趋近于固定的标杆价，而名义上的“市场电价”仅是摆设，那么电力市场化改革便失去了意义。这不过是“皇帝的新衣”，看似完善的市场机制，实则仍在计划干预的框架内打转。唯有回归“交易定价=结算电价”的本质，让结算环节告别混乱与随意，才能让电价真正成为反映供需、引导资源配置的核心信号，为全国统一电力大市场与 “双碳” 目标筑牢基础。
