11月8日，中電聯發布《適應新型電力系統的電價機制研究報告》。
中電聯認為，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+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加，有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時的水平。
中電聯建議，第一，建立更多維度的上網電價形成機制，促進安全保供和綠色轉型;第二，建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置;第三，建立更為有效的系統成本疏導機制，支撐新型電力系統建設;第四，更好發揮政府監督管理作用，保障各項政策落到實處。
全文如下：
在11月8日召開的中國電力企業聯合會2022年年會上，中電聯發布了《適應新型電力系統的電價機制研究報告》《新能源參與電力市場相關問題研究報告》《發電企業在全國碳市場運行情況調研報告》《黃河流域電力企業生態環保成效及問題調研報告》《新型電力系統調節能力提升及政策研究報告》《2021年電煤與電力供應緊張原因分析調研報告》《新能源配儲能運行情況調研報告》等7項行業重大問題調研報告。
《適應新型電力系統的電價機制研究報告》
《適應新型電力系統的電價機制研究報告》指出，建立科學合理的電價機制，是促進新型電力系統建設、實現新能源對傳統能源安全可靠替代的關鍵手段。政策方面，我國上網電價執行計劃與市場并行的“雙軌制”，輸配電價改革制度先行、有序推進。政策執行方面，煤電價格由市場交易形成，新能源于2021年開始實行平價上網，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5100萬個，認購量448萬個。
報告認為，當前電價機制存在如下主要問題：一是煤電價格形成機制矛盾突出，電煤價格長期高企，煤電基準價沒有隨之調整，上網電價水平難以反映煤電生產的真實成本，市場建設過程中缺乏對于煤電容量的補償機制;二是新能源的綠色價值難以體現，目前的可再生能源消納責任考核制度沒有體現個體消納綠色電力的責任，不符合新能源出力特性;三是輸配電價定價機制有待完善，省級電網輸配電價機制“約束有余、激勵不足”，專項輸電工程定價機制不完善;四是系統調節成本難以有效疏導。
中電聯認為，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+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加，有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時的水平。
中電聯建議，第一，建立更多維度的上網電價形成機制，促進安全保供和綠色轉型;第二，建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置;第三，建立更為有效的系統成本疏導機制，支撐新型電力系統建設;第四，更好發揮政府監督管理作用，保障各項政策落到實處。
《新能源參與電力市場相關問題研究報告》
《新能源參與電力市場相關問題研究報告》指出，從市場類型來看，新能源參與的市場主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等新業態;從是否參與市場交易角度看，新能源占比低的地區以“保量保價”收購為主，執行批復電價，新能源占比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源;從參與市場的程度來看，2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源市場化上網電量比例在15%—65%不等;從市場范圍和市場形態來看，新能源參與了包括省間及省內的中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等，交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。
新能源參與市場面臨如下問題和挑戰：一是新能源綠色價值沒有充分體現，不利于能源綠色轉型;二是新能源參與市場電價水平偏低，不利于行業健康可持續發展;三是靈活性調節價值沒有合理傳導，不利于系統安全運行。
中電聯對國外常用的可再生能源激勵模式進行了分析比較，充分借鑒國外經驗和教訓，提出相關建議：一是完善體現新能源綠色價值的政策體系，在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式，盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度，同步探索“電-證-碳”機制銜接;二是建立適應新能源特性的市場機制，優化新能源市場交易和合約調整機制，建立政府授權的中長期差價合約機制，完善新能源參與跨省跨區交易機制，建立集中式新能源聯營參與市場的機制;三是建立支撐新能源發展的引導機制和手段，發揮市場配置資源的作用，激發調節潛力，改進新能源功率預測機制，完善支撐手段。
《發電企業在全國碳市場運行情況調研報告》
建設全國碳市場和利用市場機制控制溫室氣體排放，是貫徹黨中央國務院決策部署、推動綠色低碳發展的重大制度創新實踐。經過一年多的運行，總體來看，全國碳市場基本框架初步建立，價格發現機制作用初步顯現，企業減排意識和能力水平得到有效提高，促進企業減排二氧化碳和加快綠色低碳轉型的作用初步顯現。截至2022年10月28日，全國碳市場累計成交量1.96億噸、累計成交金額86.0億元，其中，第一個履約期成交量1.79億噸、成交額76.6億元。
《發電企業在全國碳市場運行情況調研報告》指出，全國碳市場運行存在如下問題：一是配額分配機制方面，配額分配過緊給火電企業帶來更大經營壓力，基準線的收緊尺度和更新時間尚不明確，基準線設置正向激勵作用不足，碳市場覆蓋范圍相對單一;二是監測、報告與核查機制方面，基于碳實測的核算法難以應對我國燃煤電廠煤質不穩定的客觀情況，碳核算指南沒有發揮提高碳數據準確性的目的，核查環節未充分發揮應有作用，企業數據質量管理有待加強;三是交易和履約機制方面，配額缺口上限標準未發揮作用，仲裁機制缺失;四是CCER抵銷機制方面，機制的走向尚不明確，影響企業交易決策。
報告建議，政策機制層面，盡快出臺《碳排放權交易管理暫行條例》，盡快擴大全國碳市場覆蓋范圍，建立配額分配長效機制，優化監測、報告與核查制度，進一步協調完善市場機制;企業層面，高度重視碳市場對企業的轉型促進作用，做好碳資產管理，持續開展能力建設;行業協會層面，推動建立行業碳排放數據質量管理自律體系，加強企業數據質量監督和人才培養，探討依托行業協會設立碳交易仲裁機構。
《黃河流域電力企業生態環保成效及問題調研報告》
十八大以來，黨中央高度重視黃河流域生態保護和高質量發展，將黃河流域生態保護和高質量發展提升為重大國家戰略。根據中電聯統計，截至2021年年底，流域內主要電力企業發電裝機容量約1.8億千瓦，其中火電1.4億千瓦，占比最高，約77.7%;水電1471.9萬千瓦，占比8.1%;風電1704.2萬千瓦，占比9.4%;太陽能發電867萬千瓦，占比4.3%。流域電源結構偏“火”特征明顯。
《黃河流域電力企業生態環保成效及問題調研報告》指出，電力企業對黃河流域生態環境保護反映較為集中的問題主要體現在以下六個方面：一是黃河流域生態環境脆弱和特殊性氣候特點增加了電力項目生態環境治理難度;二是黃河流域生態保護紅線劃定、調整、監管和執法的科學性合理性方面還存在一些問題;三是流域內部分火電企業還存在廢水治理水平偏低，不滿足廢水排放要求，以及企業取用中水水質差、配套設施滯后的問題;四是中上游火電廠大宗固體廢棄物綜合利用存在困難，固廢大量貯存對灰場庫容產生壓力;五是流域大型水電站的系統調節、降碳等綜合價值未充分體現，部分水電站還面臨汛期浮渣問題，對安全運行產生風險;六是流域內新能源項目更新、退出機制有待健全，退出報廢產生的廢舊組件、危險廢物回收處置產業尚不完備。
針對以上問題，中電聯提出促進流域電力企業生態環保的六點政策建議：一是因地制宜制定政策，加強電力項目生態治理;二是科學管理生態保護紅線;三是加快中水設施建設，統籌節水與廢水治理;四是保障固廢品質，促進綜合利用;五是制定政策機制，體現水電綜合價值;六是健全政策機制，促進新能源快速發展。
《新型電力系統調節能力提升及政策研究報告》
《新型電力系統調節能力提升及政策研究報告》顯示，當前，我國正在加快規劃建設新型能源體系。電力系統新能源占比不斷提高，由于新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，系統的綜合調節能力是影響新能源發展與消納的關鍵，迫切需要完善相關政策機制，整合各類調節資源，為更大規模新能源發展創造條件。當前，我國電源側靈活調節能力持續提升，截至2021年底，全國靈活調節電源裝機占比約17%;電網跨省跨區輸電通道建設加快，截至2021年底，我國跨省跨區送電能力達到3億千瓦以上，已建成“十五交十八直”33項特高壓工程;電力需求側管理作用彰顯，響應能力不斷提高;新能源得到高效利用，棄電率控制在合理水平。2021年，全國有28個省區的風電、太陽能發電利用率在95%以上。新能源棄電率2.7%，比“十三五”初期下降13個百分點。
經調研，目前存在問題有，系統調節能力難以適應更大規模新能源發展需要;新能源配儲能政策存在諸多問題;輔助服務補償力度小、補償機制不合理;成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發電企業分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。
中電聯認為，電源側、電網側、負荷側、新型儲能、政策機制都是提升系統調節能力的有效路徑。為此提出建議，一是強化規劃引領，統籌推進新能源發展與系統調節能力建設;二是完善電力輔助服務市場機制，合理分攤疏導系統性成本;三是持續推進電價改革，充分釋放各類資源調節潛力;四是打破省間壁壘，構建多層次協同、基礎功能健全的電力市場體系;五是加強技術攻關，保障電力供應安全。
《2021年電煤與電力供應緊張原因分析調研報告》
能源安全是關系我國經濟社會發展的全局性、戰略性問題。2021年，我國部分地區出現了缺煤、限電等能源供應問題，尤其四季度以來，能源保供面臨嚴峻挑戰。黨中央、國務院高度重視，采取系列政策措施確保了采暖季及重要活動期間電力、熱力供應安全。
經課題組調研分析，2021年用電緊張主要有以下5方面的原因：一是在宏觀經濟、氣溫因素等拉動下，用電量快速增長;二是水電等清潔能源發電出力減少;三是電煤和天然氣等一次能源供應偏緊，火電機組有效出力受阻;四是多重因素疊加，部分省份跨省區電量調入減少;五是地方政府基于能耗雙控的限電措施,一定程度上“烘托”了用電緊張氣氛。
此外，煤炭有效供給量不足、煤礦生產缺乏彈性、區域性和時段性供需結構不平衡、煤炭產運用儲存能力不足、中長期合同機制作用減弱導致了2021年電煤緊缺。
中電聯預測電煤和電力供應面臨的問題和挑戰有：一是煤礦產能釋放不及需求增長速度;二是高耗量階段鐵路運力無法滿足全部需求;三是進口煤減少和不確定性增加需國內資源支撐;四是安全、土地等政策對產量的影響;五是煤電企業大面積嚴重虧損影響保供能力，2021年五大發電集團煤電板塊虧損1427億元，累計虧損面達到80%左右，導致整體資產負債率同比提高2.2個百分點。2022年1-9月，全國煤電企業電煤采購成本同比額外增加2600億元左右。
對此，中電聯建議，一是加強能源安全產業鏈統籌，二是提升煤炭有效供應能力，三是增強煤炭生產供應彈性，四是強化中長期合同機制，五是加強形勢監測和預測預警。
《新能源配儲能運行情況調研報告》
截至2021年底，全國儲能裝機規模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%。各省規劃的新型儲能發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。其中，電源側配儲能是各個省份重點支持方向，近期逐步加大了獨立儲能發展要求。
《新能源配儲能運行情況調研報告》表明，從各區域儲能應用場景分布看，華北、西北區域以新能源配儲能為主，華東區域新能源配儲能、電網側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區域以火電廠配儲能為主;從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況;從儲能等效利用系數看，華北、西北區域的新能源配儲等效利用系數高于其他區域;從儲能項目造價和商業模式看，儲能項目造價大多在1500—3000元/kWh之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有多元價值，商業模式不盡相同、地區差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。
新能源配儲能存在的主要問題：一是新能源配儲能利用率低;二是新能源配儲能規模、型式沒有進行科學論證;三是新型儲能成本較高，缺乏疏導渠道;四是新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善;五是新型儲能安全管理仍需加強;六是新型儲能運維難度大。
中電聯建議，一是優化儲能配置和調運方式，提升儲能利用水平，因地制宜配置儲能規模和型式;二是加大科技創新與運維管理，提升儲能安全水平;三是完善市場機制，促進儲能產業發展，健全新型儲能電站參與電力市場規則。
