加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，是《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下称“中发〔2015〕9号文”）明确的深化电力体制改革的核心目标。随着电力现货市场建设试点工作的推进，建立竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系必然面临一系列新的问题和困难。水电机组“一机一价”是建设和完善电力市场体系过程中的一个不能回避的问题。然而，无论是各地的电力中长期交易市场还是全国第一批8个试点地区电力现货市场实践中，很少见到或听到有关水电机组“一机一价”问题的深入讨论或研究。
水电机组“一机一价”
问题久拖不决
电力价格市场化形成机制是电力市场建设的核心，事关本轮深化电力体制改革的成败。我国发电企业上网电价经历了指令性电价、还本付息电价、标杆电价、市场定价等几个阶段。随着电价矛盾的疏导以及电价管理的规范，相对而言，火电、核电、风电、光电等同一地区同类机组基本按同一价格水平核定上网电价。但是，由于历史以及建设成本等原因，水电机组上网电价的“一机一价”现象至今没有得到彻底解决。
以甘肃为例，截至目前，全省电力装机达5286万千瓦，其中水电装机943万千瓦，占比近18%，15兆瓦以上水电企业100家，分别对应19个不同的上网批复电价，最低160.5元/兆瓦时，最高370元/兆瓦时。
近年来，随着电力市场化改革的深入，在部分省内电力中长期市场交易中，水电企业与电力用户的直接交易价格还存在采用价差等额传导的方式；在外送电市场交易中，水电价格基本由市场按照“同质同价”原则形成，但也存在对外打捆平均价、对内采用价差等额分配方式。
在水电机组上网电价的“一机一价”问题没有得到解决的情况下，近期，某省在组织2021年发电企业与电力用户直接交易中，提出“水电企业上网电价形成机制尚未理顺前,对水电企业市场化电能量价格暂实行互补调整机制,各水电企业参照交易前公布的参与直接交易水电企业市场化电量加权平均价进行报价,电网企业与水电企业按照水电企业市场化电量加权平均价与水电企业实际报价间价差等额传导进行结算。”这种价差等额传导方式，难以体现水电能量“同质同价”原则，虽是“不得已而为之”，但仍遭到了不少业内人士“诟病”。
虽然水电属于二类优先保障发电，但是随着市场规模的不断扩大、经营性电力用户发用电计划的全面放开，以及电力现货市场建设试点工作的推进，全面竞价上网已经成为大势所趋。水电机组“一机一价”问题已对电力市场的规范运作以及现货市场的可持续发展带来阻碍，到了不能回避而且必须尽快加以妥善处理的时候。
水电机组“一机一价”问题如果不解决，中发〔2015〕9号文提出的“参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分组成”的基本要求就不能实现；单独核定并执行输配电价，形成发用电价市场形成机制的“管住中间、放开两头”基本架构就难以达成。
解决水电机组“一机一价”
要坚持市场化原则
严格意义上讲，水电机组“一机一价”问题的妥善处理是电力现货市场有序有效运行的必备条件之一。建议从国家层面尽快组织研究电力市场化改革进程中遇到的水电机组“一机一价”问题，对由于体制转换导致的搁浅成本予以规范或妥善处理，为发电侧平等竞争提供必要条件。
在此，就解决水电机组“一机一价”问题提一个抛砖引玉的思路：
假设试点地区仅有两个水电企业甲和乙。甲企业水电机组上网批复电价180元/兆瓦时，乙企业水电机组上网批复电价380元/兆瓦时，预计今后多年的中长期市场电价约280元/兆瓦时。建议可由政府电价主管部门与水电企业甲和乙进行充分沟通协商，并出台以下政策：一是水电企业甲和乙的上网电价全部由市场形成；二是今后市场形成上网电价十年内，甲企业因市场化电价高于原批复电价所得收益的一定比例返补给乙企业，适当弥补乙企业因体制转换导致的搁浅成本，即市场化电价低于原批复电价给乙企业造成的相对损失。
根据电力市场化和电价改革总体要求，2020年9月28日，国家发展改革委下发了《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》（下称《通知》），进一步体现了国家“着力管住输配环节电价，积极推进发电侧和销售侧电价市场化，切实发挥市场在资源配置中决定性作用”的决心。《通知》要求，2020年继续执行现行输配电价，各省级电网输配电价自2021年1月1日起执行。同时，《通知》再次强调，积极推进发电侧和售电侧市场化。参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过市场化方式形成，电网企业按照《通知》核定的标准收取输配电价。
水电机组“一机一价”问题同时也关系到各地第二监管周期（2020-2022年）输配电价能否完全落地执行。我们期待水电机组“一机一价”问题尽快得到妥善解决。
