習近平總書記在中央財經委第九次會議上，提出構建新型電力系統(tǒng)。建立科學合理的電價機制，是促進新型電力系統(tǒng)建設、實現(xiàn)新能源對傳統(tǒng)能源安全可靠替代的關鍵手段。中電聯(lián)組織完成了《適應新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》，提出了相關政策建議，供政府有關部門和電力企業(yè)參考。
一、電價政策現(xiàn)狀及執(zhí)行情況
�。ㄒ唬┱攥F(xiàn)狀
伴隨我國電力從短缺到平衡的過程，電價制度也經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)揮了關鍵作用。
“雙碳”目標下，電力行業(yè)進入到了“能源轉型期”、“改革深化期”、“新型系統(tǒng)構建期”三期疊加的新階段，需要設計科學合理的電價機制，促進新能源對煤電的安全可靠替代，提升電網(wǎng)的安全供應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擔，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。
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)模快速增長，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到60%，2022年全年有望突破5萬億千瓦時。其中，煤電已全部進入電力市場，通過“基準價+上下浮動20%”機制形成價格；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、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，并定期公布核價結果。
�。ǘ┱邎�(zhí)行情況
關于煤電：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，新能源結算價格普遍較低。
為促進新能源發(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，今年累計結算136億千瓦時。綠證交易2017年啟動，累計核發(fā)5100萬個，認購量448萬個。
二、當前電價機制存在的主要問題
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電煤價格長期高企，煤電基準價沒有隨之調整，上網(wǎng)電價水平難以反映煤電生產的真實成本。煤電基準價和浮動機制各有作用。煤電基準價是反映全社會平均煤電發(fā)電成本的上網(wǎng)基準價格，應隨成本變化及時調整；浮動機制反映的是供需變化、市場競爭導致價格波動。國家文件也曾明確提出“根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動機制進行調整”。
當前，確定煤電基準價時的邊界條件已發(fā)生明顯變化。煤電基準價于2019年確定，測算對應的是秦皇島港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。
市場建設過程中缺乏對于煤電容量的補償機制。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)電量和標桿電價實現(xiàn)發(fā)電容量成本回收的機制已發(fā)生根本變化。
�。ǘ┬履茉吹木G色價值難以體現(xiàn)
目前的可再生能源消納責任考核制度只對省級行政區(qū)域進行考核，沒有體現(xiàn)售電公司、電力用戶等個體消納綠色電力的責任。在自愿購買機制下，綠證、綠電市場成交規(guī)模較低。
現(xiàn)行市場交易機制更多針對常規(guī)電源特點設計，不符合新能源出力特性，導致新能源在連續(xù)成交的電力現(xiàn)貨市場缺乏競爭力，且承擔了大部分市場運營費用。
（三）輸配電價定價機制有待完善
省級電網(wǎng)輸配電價機制“約束有余、激勵不足”，部分核價參數(shù)設置與電網(wǎng)生產經營實際存在較大偏差，難以支撐加快建設堅強電網(wǎng)的需求。
專項輸電工程定價機制不完善，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，難以適應電力資源大范圍配置的要求。
（四）系統(tǒng)調節(jié)成本難以有效疏導
我國電力輔助服務費用長期在發(fā)電側內部平衡，這種成本分攤方式已不適應未來發(fā)展需要。國家已出臺政策明確了輔助服務費用的疏導原則和要求，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)落實了輔助服務費用在發(fā)電側和用電側按比例分攤，大部分省份仍然難以落地。
三、有關建議
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)推進能源轉型，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變，電價的構成也應逐步體現(xiàn)電力的多維價值。電價的合理構成應包括六個部分，即電能量價格+容量價格+輔助服務費用+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)電價形成機制，促進安全保供和綠色轉型
一是完善煤電“基準價+浮動機制”，發(fā)揮安全保供作用。建立完善煤電基準價聯(lián)動機制，建議在基準價中及時反映燃料成本變化，可以將秦皇島港5500大卡下水煤基準價535元/噸對應全國平均煤電基準價0.38元/千瓦時設置為基點，按照標煤價格上漲或下降100元/噸對應煤電基準價上漲或下降0.03元/千瓦時的標準進行聯(lián)動。按照當前政府指定的5500大卡電煤中長期交易均價675元/噸的水平，有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時的水平，在聯(lián)動后的基準價水平上再實施上下浮動；科學設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；增強可持續(xù)的容量保障能力，推進容量保障機制建設。相較于容量市場和稀缺電價，容量補償機制是我國現(xiàn)階段發(fā)電容量保障機制的可行選擇。原則上，建議根據(jù)煤電機組的可用發(fā)電容量按年度進行補償。
二是完善綠電“市場價+環(huán)境價值”，促進清潔低碳發(fā)展。
建立新能源“綠證交易+強制配額”制度，通過落實對售電公司、電力用戶等市場主體的綠色責任，擴大綠證、綠電交易規(guī)模，落實全社會共同推動能源轉型的責任；推動交易機制更加適應新能源特性，通過提高交易頻次、科學設置偏差考核、實行政府授權合約等手段，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，構建與國際接軌的綠證交易體系。
三是完善調節(jié)能力合理定價機制，激發(fā)系統(tǒng)調節(jié)潛力。科學確定電力現(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，通過價格信號引導儲能、虛擬電廠等新興主體發(fā)揮調節(jié)性作用。
（二）建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置
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)生產性成本，合理確定定價權益資本收益率，合理核定輸配電價水平。
二是針對跨省跨區(qū)輸電通道制定科學合理的電價機制。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)成本疏導機制，支撐新型電力系統(tǒng)建設
一是合理疏導輔助服務費用。合理確定輔助服務費用在發(fā)電側和用電側的分攤比例，對于無法確定受益主體的費用，建議輔助服務費用由發(fā)電側和用電側按照1：1的比例進行一次分攤。
二是合理疏導交叉補貼費用。完善居民階梯電價制度，探索對居民、農業(yè)用戶實行分時電價政策，通過暗補變明補的方式妥善解決交叉補貼問題。
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，注重經濟效益與社會效益協(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、輔助服務市場交易中電價形成的監(jiān)管，避免不合理的行政干預。
二是加強對煤炭市場的監(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。
轉載自：中國電力企業(yè)聯(lián)合會
