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習(xí)近平總書記在中央財經(jīng)委第九次會議上，提出構(gòu)建新型電力系統(tǒng)。建立科學(xué)合理的電價機(jī)制，是促進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)、實現(xiàn)新能源對傳統(tǒng)能源安全可靠替代的關(guān)鍵手段。中電聯(lián)組織完成了《適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價機(jī)制研究報告》，提出了相關(guān)政策建議，供政府有關(guān)部門和電力企業(yè)參考。

一、電價政策現(xiàn)狀及執(zhí)行情況

（一）政策現(xiàn)狀

伴隨我國電力從短缺到平衡的過程，電價制度也經(jīng)歷了從計劃到市場的變革，2015年新一輪電力體制改革以來，發(fā)用電計劃逐步放開，輸配電價透明合理，上網(wǎng)電價和銷售電價逐步向市場過渡，電價改革在電力改革和發(fā)展過程中發(fā)揮了關(guān)鍵作用。

“雙碳”目標(biāo)下，電力行業(yè)進(jìn)入到了“能源轉(zhuǎn)型期”、“改革深化期”、“新型系統(tǒng)構(gòu)建期”三期疊加的新階段，需要設(shè)計科學(xué)合理的電價機(jī)制，促進(jìn)新能源對煤電的安全可靠替代，提升電網(wǎng)的安全供應(yīng)能力和對新能源的靈活消納能力，推動電力成本在市場主體之間公平負(fù)擔(dān)，推動各類市場主體共同為系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行做出貢獻(xiàn)。

上網(wǎng)電價方面，我國執(zhí)行的是計劃與市場并行的“雙軌制”。

近年來，市場交易電量規(guī)?？焖僭鲩L，2022年1～9月，全國市場交易電量3.89萬億千瓦時，占全社會用電量比重達(dá)到60%，2022年全年有望突破5萬億千瓦時。其中，煤電已全部進(jìn)入電力市場，通過“基準(zhǔn)價+上下浮動20%”機(jī)制形成價格；新能源于2021年實行了平價上網(wǎng)，并部分參與了市場交易。

輸配電價方面，輸配電價改革制度先行、有序推進(jìn)、成效明顯，國家針對省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、專項輸電工程輸配電陸續(xù)出臺了專項核價辦法，依法依規(guī)開展成本監(jiān)審工作，并定期公布核價結(jié)果。

（二）政策執(zhí)行情況

關(guān)于煤電：今年以來，全國各地普遍能夠執(zhí)行國家現(xiàn)行燃煤發(fā)電價格改革政策。煤電價格由市場交易形成，1～9月全國燃煤發(fā)電機(jī)組完成交易電量3.12萬億千瓦時，平均交易價格為0.4497元/千瓦時。

關(guān)于新能源：新能源于2021年開始實行平價上網(wǎng)，并且政策提出2030年新能源要全面參與電力市場。當(dāng)前全國新能源電量平均市場化率約30%左右，全國有三分之一的省份超過30%，主要集中在中西部地區(qū)。新能源參與市場程度高的省份，尤其在運行電力現(xiàn)貨市場的省份，新能源結(jié)算價格普遍較低。

為促進(jìn)新能源發(fā)展、體現(xiàn)綠色價值，我國開展了綠證、綠電交易，但總體規(guī)模較小。綠電交易去年啟動，今年累計結(jié)算136億千瓦時。綠證交易2017年啟動，累計核發(fā)5100萬個，認(rèn)購量448萬個。

二、當(dāng)前電價機(jī)制存在的主要問題

（一）煤電價格形成機(jī)制矛盾突出

電煤價格長期高企，煤電基準(zhǔn)價沒有隨之調(diào)整，上網(wǎng)電價水平難以反映煤電生產(chǎn)的真實成本。煤電基準(zhǔn)價和浮動機(jī)制各有作用。煤電基準(zhǔn)價是反映全社會平均煤電發(fā)電成本的上網(wǎng)基準(zhǔn)價格，應(yīng)隨成本變化及時調(diào)整；浮動機(jī)制反映的是供需變化、市場競爭導(dǎo)致價格波動。國家文件也曾明確提出“根據(jù)市場發(fā)展適時對基準(zhǔn)價和浮動機(jī)制進(jìn)行調(diào)整”。

當(dāng)前，確定煤電基準(zhǔn)價時的邊界條件已發(fā)生明顯變化。煤電基準(zhǔn)價于2019年確定，測算對應(yīng)的是秦皇島港5500大卡下水煤價格535元/噸，2022年以來，電煤價格持續(xù)在800元/噸以上。2022年1～9月，發(fā)電集團(tuán)到廠電煤價格（折合5500大卡）865元/噸左右，度電成本約0.48元/千瓦時，全國煤電機(jī)組前三季度虧損總額接近950億元，影響發(fā)電企業(yè)的生存和發(fā)展。

市場建設(shè)過程中缺乏對于煤電容量的補(bǔ)償機(jī)制。新型電力系統(tǒng)下，煤電功能定位發(fā)生變化，更多地參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，利用小時數(shù)呈現(xiàn)顯著下降趨勢，煤電企業(yè)原有通過基數(shù)電量和標(biāo)桿電價實現(xiàn)發(fā)電容量成本回收的機(jī)制已發(fā)生根本變化。

（二）新能源的綠色價值難以體現(xiàn)

目前的可再生能源消納責(zé)任考核制度只對省級行政區(qū)域進(jìn)行考核，沒有體現(xiàn)售電公司、電力用戶等個體消納綠色電力的責(zé)任。在自愿購買機(jī)制下，綠證、綠電市場成交規(guī)模較低。

現(xiàn)行市場交易機(jī)制更多針對常規(guī)電源特點設(shè)計，不符合新能源出力特性，導(dǎo)致新能源在連續(xù)成交的電力現(xiàn)貨市場缺乏競爭力，且承擔(dān)了大部分市場運營費用。

（三）輸配電價定價機(jī)制有待完善

省級電網(wǎng)輸配電價機(jī)制“約束有余、激勵不足”，部分核價參數(shù)設(shè)置與電網(wǎng)生產(chǎn)經(jīng)營實際存在較大偏差，難以支撐加快建設(shè)堅強(qiáng)電網(wǎng)的需求。

專項輸電工程定價機(jī)制不完善，單一制輸電價格下，容易對部分跨省跨區(qū)交易形成一定的“價格壁壘”效應(yīng)，難以適應(yīng)電力資源大范圍配置的要求。

（四）系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本難以有效疏導(dǎo)

我國電力輔助服務(wù)費用長期在發(fā)電側(cè)內(nèi)部平衡，這種成本分?jǐn)偡绞揭巡贿m應(yīng)未來發(fā)展需要。國家已出臺政策明確了輔助服務(wù)費用的疏導(dǎo)原則和要求，但在實際操作中，僅有南方區(qū)域、山西、山東等少數(shù)地區(qū)落實了輔助服務(wù)費用在發(fā)電側(cè)和用電側(cè)按比例分?jǐn)?，大部分省份仍然難以落地。

三、有關(guān)建議

新能源逐步成為電力電量主體，是新型電力系統(tǒng)較傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的最重要改變。為了保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定和持續(xù)推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型，系統(tǒng)對于電力的需求，將從以電量價值為主向多維價值轉(zhuǎn)變，電價的構(gòu)成也應(yīng)逐步體現(xiàn)電力的多維價值。電價的合理構(gòu)成應(yīng)包括六個部分，即電能量價格+容量價格+輔助服務(wù)費用+綠色環(huán)境價格+輸配電價格+政府性基金和附加。

（一）建立更多維度的上網(wǎng)電價形成機(jī)制，促進(jìn)安全保供和綠色轉(zhuǎn)型

一是完善煤電“基準(zhǔn)價+浮動機(jī)制”，發(fā)揮安全保供作用。建立完善煤電基準(zhǔn)價聯(lián)動機(jī)制，建議在基準(zhǔn)價中及時反映燃料成本變化，可以將秦皇島港5500大卡下水煤基準(zhǔn)價535元/噸對應(yīng)全國平均煤電基準(zhǔn)價0.38元/千瓦時設(shè)置為基點，按照標(biāo)煤價格上漲或下降100元/噸對應(yīng)煤電基準(zhǔn)價上漲或下降0.03元/千瓦時的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行聯(lián)動。按照當(dāng)前政府指定的5500大卡電煤中長期交易均價675元/噸的水平，有序?qū)⑷珖骄弘娀鶞?zhǔn)價調(diào)整到0.4335元/千瓦時的水平，在聯(lián)動后的基準(zhǔn)價水平上再實施上下浮動；科學(xué)設(shè)置煤電中長期交易價格上下浮動范圍，建議選擇現(xiàn)貨試點地區(qū)，將煤電中長期交易價格上下浮動20%的限制予以放寬；增強(qiáng)可持續(xù)的容量保障能力，推進(jìn)容量保障機(jī)制建設(shè)。相較于容量市場和稀缺電價，容量補(bǔ)償機(jī)制是我國現(xiàn)階段發(fā)電容量保障機(jī)制的可行選擇。原則上，建議根據(jù)煤電機(jī)組的可用發(fā)電容量按年度進(jìn)行補(bǔ)償。

二是完善綠電“市場價+環(huán)境價值”，促進(jìn)清潔低碳發(fā)展。

建立新能源“綠證交易+強(qiáng)制配額”制度，通過落實對售電公司、電力用戶等市場主體的綠色責(zé)任，擴(kuò)大綠證、綠電交易規(guī)模，落實全社會共同推動能源轉(zhuǎn)型的責(zé)任；推動交易機(jī)制更加適應(yīng)新能源特性，通過提高交易頻次、科學(xué)設(shè)置偏差考核、實行政府授權(quán)合約等手段，保障新能源入市能夠獲得合理收益；建立全國統(tǒng)一的綠證制度，構(gòu)建與國際接軌的綠證交易體系。

三是完善調(diào)節(jié)能力合理定價機(jī)制，激發(fā)系統(tǒng)調(diào)節(jié)潛力?？茖W(xué)確定電力現(xiàn)貨市場限價幅度，完善峰谷分時電價政策，適度拉大峰谷價差，通過價格信號引導(dǎo)儲能、虛擬電廠等新興主體發(fā)揮調(diào)節(jié)性作用。

（二）建立更加科學(xué)的輸配電定價機(jī)制，促進(jìn)全國資源配置

一是完善省級電網(wǎng)輸配電價核定規(guī)則。遵循電網(wǎng)企業(yè)運營客觀規(guī)律，按照激勵約束并重原則，足額保障電網(wǎng)生產(chǎn)性成本，合理確定定價權(quán)益資本收益率，合理核定輸配電價水平。

二是針對跨省跨區(qū)輸電通道制定科學(xué)合理的電價機(jī)制。分階段推動跨省跨區(qū)輸電價格由單一制電量電價逐步向“容量電價+電量電價”的兩部制電價過渡，降低跨省跨區(qū)交易的價格壁壘，推動電力資源大范圍靈活配置。

（三）建立更為有效的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機(jī)制，支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)

一是合理疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用。合理確定輔助服務(wù)費用在發(fā)電側(cè)和用電側(cè)的分?jǐn)偙壤?，對于無法確定受益主體的費用，建議輔助服務(wù)費用由發(fā)電側(cè)和用電側(cè)按照1：1的比例進(jìn)行一次分?jǐn)偂?br />
二是合理疏導(dǎo)交叉補(bǔ)貼費用。完善居民階梯電價制度，探索對居民、農(nóng)業(yè)用戶實行分時電價政策，通過暗補(bǔ)變明補(bǔ)的方式妥善解決交叉補(bǔ)貼問題。

三是充分考慮社會承受能力。保證一次能源價格在合理區(qū)間，注重經(jīng)濟(jì)效益與社會效益協(xié)同。

（四）更好發(fā)揮政府監(jiān)督管理作用，保障各項政策落到實處

一是加強(qiáng)對電力市場的監(jiān)測，深化對電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場交易中電價形成的監(jiān)管，避免不合理的行政干預(yù)。

二是加強(qiáng)對煤炭市場的監(jiān)測，保持電煤市場供需平衡，避免電煤價格大幅波動。

三是加強(qiáng)對發(fā)電成本的監(jiān)測，保障各類電源健康可持續(xù)發(fā)展。

原標(biāo)題： 適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價機(jī)制研究