逐步建立适应新型电力系统的电价形成和疏导机制

习近平总书记在中央财经委第九次会议上，提出构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效的显著特征。在新型电力系统下，各类电源功能定位将会发生显著变化，市场环境下的电力商品价值体现出精细化和差异化的趋势。在电能量价值的基础上，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，有助于通过价格信号促进系统主体进一步明确分工，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。此外，新型电力系统的建设必然涉及到支撑新能源建设、输送、消纳等一系列新增成本，这些新增成本需要在各类市场主体间科学、公平负担，同时还要充分考虑终端用户的承受能力。

电价具有成本补偿、资源配置、宏观调控的作用，是决定电力行业发展和电力市场运营的关键因素，在推进新型电力系统建设的过程中，制定科学合理的电价机制是当前亟需解决的关键问题。本文系统梳理当前各类电价政策的现状和执行情况，并针对当前电价政策机制中存在的重要问题提出有针对性的建议。

电价政策现状及执行情况

“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”“改革深化期”“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，激励各类市场主体共同为系统安全稳定运行作出贡献。

政策现状

上网电价方面，我国执行的是计划与市场并行的“双轨制”。近年来，市场交易电量规模快速增长，2022年1～11月，全国市场交易电量4.76万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60.5%，2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价+上下20%范围浮动”机制形成价格；新能源于2021年实行了平价上网，并部分参与了市场交易，政策提出2030年要全面参与市场。

输配电价方面，输配电价改革制度先行、有序推进、成效明显，国家针对省级电网、区域电网、专项输电工程输配电陆续出台了专项核价办法，依法依规开展成本监审工作，并定期公布核价结果。

政策执行情况

关于煤电价格：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～11月全国燃煤发电机组完成交易电量3.77万亿千瓦时。

关于新能源价格：新能源于2021年开始实行平价上网，当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，各省份分布不均。全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算均价普遍较低。

当前电价机制

存在的主要问题

煤电价格形成机制执行不到位

电煤价格高企，煤电基准价没有随之调整，市场价格水平难以反映煤电生产的真实成本。当前煤电价格采用基准价加浮动的市场机制，价格主要由市场形成。其中煤电基准价和浮动机制各有作用。煤电基准价是反映全社会平均煤电发电成本的上网基准价格，应随成本变化及时调整；浮动机制反映的是供需变化、市场竞争形成价格波动。国家文件也曾明确提出“根据市场发展适时对基准价和浮动机制进行调整”。

相较2019年确定煤电基准价时的边界条件，当前环境已发生明显变化。2019年确定煤电基准价时，测算对应的秦皇岛港5500大卡下水煤价格是535元/吨，目前电煤价格持续高位运行，已远高于当时535元/吨的基准，估算全国煤电机组2022年前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。

市场建设过程中缺乏

对于煤电容量的补偿机制

新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。在高比例新能源接入系统后，火电的容量将成为保障电力系统安全稳定所不可或缺的重要资源，亟待通过建立合理的容量成本补偿机制，保障火电机组获得合理回报，进而维持其运营和投资的积极性，保障系统容量资源的稳定供给。

新能源的绿色价值难以体现

新能源参与电力市场后的平均交易价格普遍较低，一方面是由于新能源的出力特性使其在电力市场面临着诸多风险，另一方面是缺少保障全社会对绿色电力稳定需求的配套政策机制，新能源的绿色价值难以通过绿证、绿电市场进行变现。

目前的可再生能源消纳责任考核制度只对省级行政区域进行考核，没有体现售电公司、电力用户等个体消纳绿色电力的责任。在自愿购买机制下，绿证、绿电市场成交规模较低，市场没有发挥应有的作用；当前各省区整体的非水可再生能源电力消纳责任权重是根据其非水可再生能源年发电量减去外送（或加上购入）非水可再生能源电量后占年总用电量（剔除免考电量）之比计算。各省区在具体执行过程中，只能在保证新能源利用率的前提下，通过加快提升新能源装机容量，或对新能源参与外送交易的规模设限，以保证完成指标。所以，该指标体现的更多是各省区装机规模提升的责任，并有可能会导致部分省区在完成指标压力较大时限制新能源参与外送交易。

现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，导致新能源在连续成交的电力现货市场中缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。

新能源在电能量价格方面具备竞争力，但新能源出力的波动性、间歇性以及反调峰性的天然短板，使其并不具备足够的灵活性和可靠性价值，在现货市场上无法连续提供可靠稳定的电能量，在市场中难以获得相应的收入，并且在市场中经常处在承受偏差考核、难以竞得高价、承担分摊费用多、获得补偿费用少等弱势地位。此外，在市场运营费用在发电侧内部分摊的机制下，新能源企业分摊了绝大部分市场运营费用。

输配电价定价机制应，适应新型电力系统建设需要

考虑到风能、太阳能资源分散性的特征，“大电源、大电网”加上“分布式系统”将成为新型电力系统的主要形态。因此，完善适应可再生能源深度利用的电网体系，主要在于提高骨干电网清洁能源资源大范围优化配置能力，以及加快配电网改造和智能化升级，保障分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入。

当前，我国输配电价监管主要遵循“准许成本+合理收益”的原则，并以公平分摊输配电准许收入为目标形成输配电价结构和水平。伴随着新型电力系统的建设，未来将会有越来越多的新能源接入电力系统，除了要持续保障电力系统安全稳定运行以外，输配电价制定还需要考虑如何进一步促进新能源的消纳以及全网资源的灵活配置，同时尽可能减少新型电力系统建设带来的电价水平上涨问题。

省级电网输配电价机制“约束有余、激励不足”，部分核价参数设置与电网生产经营实际存在较大偏差，现行省级电网输配电定价办法，是在“降电价”背景下修订出台的，新增电网投资认定仅考虑电量增长单一因素、定价折旧年限明显高于企业资产实际执行折旧、准许成本和定价回报率取值从紧偏低，与电网生产经营实际存在较大偏差，电网行业盈利能力明显偏低，部分中西部地区电网企业长期经营困难。从长远看，我国电力需求还将保持刚性增长，电网面临着持续增强供给能力和安全保障能力的紧迫任务，需要维持必要的投资规模，保持适度超前发展。同时，我国电网发展不平衡不充分问题依然突出，网架结构不够完善，中西部电网发展滞后，脱贫攻坚、乡村振兴等政策性投资规模大，年均电网投资需求仍将保持在5000亿元以上。电网企业盈利能力不足会导致资本金筹措困难，融资成本增加，影响电网可持续发展和国家重大战略落实。

专项输电工程定价机制不完善，目前，我国跨省跨区专项输电工程是按照项目单独核定的，定价主要采取“一线一价”的单一制输电价格核定方式，输电价格发挥的是类似于关税的效果，如果定价不合理容易对跨省跨区交易形成一定的“价格壁垒”效应，影响供需双方交易的积极性。在送端省份电源报价低于受端省份、跨省区通道仍有富余的情况下，如果送端电源报价加上专项输电工程输电价格后高于落地省份电源上网电价，交易将难以达成，或将对新能源在更大范围内消纳造成不利影响。此外，在电力行业市场化改革前，跨省区输电工程在规划和核准建设过程中，一般都会明确配套送电电源项目和受端电力分配方案。随着电力市场化改革的启动和不断深化，对新建跨省区输电工程，政府主管部门已经不再指定送受电计划，通过行政指令配置配套电源、明确电力消纳区域的机制也在逐步弱化。如何通过科学合理的价格机制鼓励电力跨省跨区交易、提高输电通道的利用率、促进新能源在全国范围进行消纳，将是输配电价改革下一步应着重关注的问题。

系统调节成本难以有效疏导

新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站本体成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等系统成本。

随着可再生能源渗透率不断提高，辅助服务成本等系统成本规模将扩大。目前我国的辅助服务补偿力度较小，补偿收入难以有效弥补机组低负荷运行导致的各类成本增加。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，并且该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。2021年，我国辅助服务补偿费用共307亿元，约占全社会总电费的0.9%左右，远低于成熟电力市场3~5%的比例。

我国电力辅助服务费用长期在发电侧内部平衡，这种成本分摊方式已不适应未来发展需要。国家已出台政策明确了辅助服务费用的疏导原则和要求，但在实际操作中，仅少数地区落实了辅助服务费用在发电侧和用电侧按比例分摊的政策，大部分省份仍然难以落地。

完善我国电价机制的关键措施及政策建议

电价改革的重点是健全完善电价形成机制和疏导机制。未来市场系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即“电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加”。有关建议如下：

建立更多维度的

上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型

一是完善煤电价格市场化形成机制，发挥安全保供作用。当前煤电价格主要通过市场形成，基准价仍然发挥重要的价格之锚作用，浮动机制划定了价格波动的合理区间，应合理设置和调整基准价水平和浮动范围，保障在价格形成过程中充分发挥市场和政府的作用。合理设置煤电基准价，应在基准价中及时反映燃料成本变化，使基准价发挥价格基准的作用，可考虑将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。如果根据以上方法测算，按照当前的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，对应平均煤电基准价调为0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动。科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以适当放宽。增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择，容量补偿机制的设计和实施建议结合各地电力市场建设情况开展。

二是完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，未来应考虑进一步提高交易频次，按照需求每周、多日开市，同时建立批发市场高频次合同电量转让交易机制、双边合同连续调整机制，给予市场主体更大的灵活调整空间。科学设置偏差考核规则，考虑到当前新能源预测能力较差，新能源进入市场初期宜适当放宽偏差考核标准，后续视实际情况再逐步调整。此外，还应做好现货市场规则和“两个细则”考核之间的有效衔接，避免对新能源发电的重复考核。推动政府授权合约应用，保障新能源在获得合理收益的前提下灵活参与市场；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。应畅通消费者购买绿电和绿证的渠道，并给予统一的绿色电力证书。提高国内绿证在国际范围的认可度和接受度。此外，还应探索CCER和绿证两种体系的信息联通，使绿证可为CCER项目发电量、减排量核定提供数据凭证。

三是完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。建议推动各类灵活性调节资源通过虚拟电厂、负荷聚集商等新兴主体的聚合和优化后参与电力现货市场和辅助服务市场，为公共电网提供调节服务。

建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置

输配电定价机制应将国家能源战略与地方发展实际相结合，既要满足建设全国统一电力市场的要求，推动电力资源在更大范围进行优化配置，又要尊重地方发展实际、保障安全稳定供电。

一是完善省级电网输配电价核定规则。当前《省级电网输配电价定价办法》中提出“预计新增输配电固定资产基于提高投资效率的要求，按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定”，而现实中，新增输配电固定资产不仅要基于投资效率的提高，还应兼顾满足电量增长、解决安全风险、支撑新型电力系统建设等多目标要求。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。

二是针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。两部制价格机制的设计需要从促进风光基地外送电消纳角度，充分考虑送受端价差空间、工程投资和运营成本等因素，分阶段合理设置容量电费与电量电费的比例，并依据风光基地建设进展和电力市场形势适时动态调整该比例，有效提高市场各方的发输用电积极性，推动风光基地外送项目健康有序发展。两部制电价中容量电费的分摊纳入并随省级输配电价统一回收，促进中西部清洁能源按照发电环节自身价格“轻装上阵”参与受端市场竞争，降低交易中的电量电价水平，减小跨省跨区交易的价格壁垒，更好推动新能源在更大范围内灵活优化配置。

建立更为有效的系统成本

疏导机制，支撑新型电力系统建设

一是合理疏导辅助服务费用。对于能够确定受益主体的费用，由受益主体承担；对于无法确定受益主体的费用，应合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例；结合当地电网运行需求和特性，科学设计辅助服务品种。针对新型电力系统对爬坡、转动惯量、快速调频等辅助服务的需要，探索开展相应的辅助服务新品种；推动新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体参与辅助服务市场，按照“同质同价”原则确定辅助服务标准。

二是合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，建议以试点方式调整居民阶梯电价制度，适当降低第一阶梯的电量，提高第二、三阶梯价格，探索对居民、农业用户实行分时电价政策；适时着手厘清交叉补贴总水平，建立妥善处理交叉补贴的长效机制，通过价外补贴的方式改暗补为明补，并逐步减量、取消对居民的电价补贴。

三是充分考虑社会承受能力。为了保证和支撑我国经济社会平稳发展和民生可靠用电，应充分考虑全社会（包括各类电力生产单位，工商业、居民、农业等终端用户）对一二次能源价格上涨的承受能力，尤其保证上游一次能源价格在合理区间是重中之重，注重经济效益与社会效益协同。对生产结构、用户结构、用户类型进行细分，对能源价格上涨带来的影响进行评估测算，通过阶梯电价、分时电价等机制，分阶段、分地区、分产业、分用户类型，进行成本的合理有效疏导。

更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处

一是加强对电力市场的监测。对各地已出台的市场交易方案等进行再评估，重点评估各类年度、月度等交易方案，清理设置不合理准入门槛、限定不合理交易价格、人为造成供需失衡等限制市场竞争的规定，纠正以限定价格或变相限定价格为目的的强制专场交易、违规减免电费或定向补贴等不当干预市场的行为。深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，建立相应的市场力识别、防范机制和监管措施，加强电力市场异常价格监测，适时开展市场交易价格监督检查，严格查处滥用市场力不正当竞争、串通报价、恶意竞价等行为。

二是加强对煤炭市场的监测。保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。加强对“电煤中长期合同签约率100%覆盖、履约率100%要求、价格执行100%”的“三个100%”政策监督落实。避免煤炭生产企业采取降低煤质、以次充好、额外提高运费、签订“阴阳合同”等方式的变相加价行为。加强构建以信用为基础的新型合同监管机制，切实发挥电煤中长期合同“市场稳定器”的作用。

三是加强对发电成本的监测。为适应“双碳”目标和建设新型电力系统的需要，煤机“大开机、低负荷”成为常态，应加强对火电企业成本的监管，顺利疏导上游成本。规范煤价指数编制发布行为，确保指数发布的价格与真实情况相符，当煤价超出合理区间，要动用储备、增加产能，并依法监管价格违法行为，引导煤价回归。加强上下游市场协调互保机制监督，建立电力及其上、下游产品市场中长期合同价格关联机制，探索全产业链的风险对冲机制，实现市场风险可控。通过成本和电价监管，以科学合理的价格机制引导调动灵活性资源（抽水蓄能、新型储能、气电、煤电“三改联动”）的积极性，促进电力系统安全稳定运行和新能源大规模灵活消纳。