近日，中電聯發布了《適應新型電力系統的電價機制研究報告》。

《報告》指出，關于新能源價格：新能源于2021年開始實行平價上網，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，各省分布不均。全國有三分之一的省份超過30%，主要集中在中西部地區。新能源參與市場程度高的省份，尤其在運行電力現貨市場的省份，新能源結算價格普遍較低。

《報告》建議，按照當前的5500大卡電煤中長期交易均價675元/噸的水平，對應平均煤電基準價調為0.4335元/千瓦時的水平，在聯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，建議選擇現貨試點地區，將煤電中長期交易價格上下浮動20%的限制予以適當放寬。

同時，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、綠電交易規模，落實全社會共同推動能源轉型的責任。

全文如下：

為更好地服務構建新型電力系統，中電聯組織完成了《適應新型電力系統的電價機制研究報告》，并作為年度調研成果之一，在中電聯2022年會上發布，受到廣泛關注?，F發布以下摘要，相關政策建議僅為研究成果，供有關單位參考，不作為任何商業或投資決策依據。

電價政策現狀及執行情況

“雙碳”目標下，電力行業進入到了“能源轉型期”、“改革深化期”、“新型系統構建期”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安全穩定運行做出貢獻。

關于煤電價格：今年以來，全國各地普遍能夠執行國家現行燃煤發電價格改革政策。煤電價格由市場交易形成，1～9月全國燃煤發電機組完成交易電量3.12萬億千瓦時。

關于新能源價格：新能源于2021年開始實行平價上網，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，各省分布不均。全國有三分之一的省份超過30%，主要集中在中西部地區。新能源參與市場程度高的省份，尤其在運行電力現貨市場的省份，新能源結算價格普遍較低。

當前電價機制存在的主要問題

（一）煤電價格形成機制執行不到位

電煤價格高企，煤電基準價沒有隨之調整，市場價格水平難以反映煤電生產的真實成本。當前煤電價格采用基準價加浮動的市場機制，價格主要由市場形成。其中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電成本的上網基準價格，應隨成本變化及時調整;浮動機制反映的是供需變化、市場競爭導致的價格波動。國家文件也曾明確提出“根據市場發展適時對基準價和浮動機制進行調整”。

相較2019年確定煤電基準價時的邊界條件，當前環境已發生明顯變化。2019年確定煤電基準價時，測算對應的秦皇島港5500大卡下水煤價格是535元/噸，當前電煤價格持續高位運行，已遠高于當時535元/噸的基準，估算全國煤電機組前三季度虧損總額接近950億元，影響發電企業的生存和發展。

市場建設過程中缺乏對于煤電容量的補償機制。新型電力系統下，煤電功能定位發生變化，更多地參與系統調節，利用小時數呈現顯著下降趨勢，煤電企業原有通過基數電量和標桿電價實現發電容量成本回收的機制已發生根本變化。

（二）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只對省級行政區域進行考核，沒有體現售電公司、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、綠電市場成交規模較低。

現行市場交易機制更多針對常規電源特點設計，不符合新能源出力特性，導致新能源在連續成交的電力現貨市場缺乏競爭力，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

省級電網輸配電價機制“約束有余、激勵不足”，部分核價參數設置與電網生產經營實際存在較大偏差，難以支撐加快建設堅強電網的需求。

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）系統調節成本難以有效疏導

我國電力輔助服務費用長期在發電側內部平衡，這種成本分攤方式已不適應未來發展需要。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，僅少數地區落實了輔助服務費用在發電側和用電側按比例分攤，大部分省份仍然難以落地。

有關建議

電價改革重點是健全完善電價形成機制和疏導機制。未來系統對于電力的需求，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+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加。有關建議如下：

（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

一是完善煤電價格市場化形成機制，發揮安全保供作用。當前煤電價格主要通過市場形成，基準價仍然發揮重要的價格之錨作用，浮動機制劃定了價格波動的合理區間，應合理設置和調整基準價水平和浮動范圍，保障在價格形成過程中充分發揮市場和政府的作用。合理設置煤電基準價，應在基準價中及時反映燃料成本變化，使基準價發揮價格基準的作用，可考慮將秦皇島港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動。如果根據以上方法測算，按照當前的5500大卡電煤中長期交易均價675元/噸的水平，對應平均煤電基準價調為0.4335元/千瓦時的水平，在聯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，建議選擇現貨試點地區，將煤電中長期交易價格上下浮動20%的限制予以適當放寬;增強可持續的容量保障能力，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階段發電容量保障機制的可行選擇。原則上，建議根據煤電機組的可用發電容量按年度進行補償。

二是完善綠電“市場價+環境價值”，促進清潔低碳發展。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。

三是完善調節能力合理定價機制，激發系統調節潛力。科學確定電力現貨市場限價幅度，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揮調節性作用。

（二）建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置

一是完善省級電網輸配電價核定規則。遵循電網企業運營客觀規律，按照激勵約束并重原則，足額保障電網生產性成本，合理確定定價權益資本收益率，合理核定輸配電價水平。

二是針對跨省跨區輸電通道制定科學合理的電價機制。分階段推動跨省跨區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成本疏導機制，支撐新型電力系統建設

一是合理疏導輔助服務費用。對于能夠確定受益主體的費用，由受益主體承擔;對于無法確定受益主體的費用，應合理確定輔助服務費用在發電側和用電側的分攤比例。

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間，注重經濟效益與社會效益協同。

(四)更好發揮政府監督管理作用，保障各項政策落到實處

一是加強對電力市場的監測，深化對電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場交易中電價形成的監管。

二是加強對煤炭市場的監測，保持電煤市場供需平衡，避免電煤價格大幅波動。

三是加強對發電成本的監測，保障各類電源健康可持續發展。