導讀：中電聯將推動“煤電基準價”上調，漲幅可能高達17%！除此之外，綠電還將通過“綠證”實現環境價值。

當前，正在規劃或已開建的光熱發電項目均作為靈活調節電源與光伏、風電等互補以風光熱儲一體化模式進行開發【詳情可見：總裝機超4GW！我國在建/擬開發光熱發電項目匯總（附項目清單）】，而收益率則是影響眾多國央企為主導的項目方進行決策的關鍵考量指標。

據悉，青海的青豫直流二期項目中的風電光伏上網電價為0.2277元/kWh，光熱上網電價執行當地燃煤發電基準價0.3247元/kWh，吉林白城魯固直流外送項目的上網電價統一為0.3085元/kWh，甘肅省四個項目的上網電價則統一為執行當地燃煤發電基準價0.3078元/kWh【我國各省的煤電基準價詳見下文】。

一旦煤電基準價得以上調至0.4335元/千瓦時，風光熱互補項目整體經濟性無疑將大幅提升，掣肘行業發展的最大障礙將不復存在。

11月8日，在“中電聯2022年年會”上，中國電力企業聯合會專職副理事長安洪光發布《適應新型電力系統的電價機制研究報告》（以下簡稱《報告》）。報告提出：

1）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。

2）全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時的水平

建立完善煤電基準價聯動機制，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，標煤價格浮動100元/噸對應煤電基準價浮動0.03元/千瓦時的標準進行聯動。

按當前政府指定的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。

當前，我國各省的煤電基準價如下圖所示，平均值為0.3692元/kWh（安徽省為0.3693元/kWh，最接近平均值，可作為標準參考）。

如果煤電基準價從當前的0.3692元/kWh，有序調整到0.4335元/kWh，相當于上漲6.43分/kWh，漲幅高達17.4%！

除青海、云南、四川等個別省份，在大多數省份，風電、光伏等新能源發電項目的上網電價結算基準為煤電基準價。保障小時數以內，電網公司以煤電基準價進行收購。因此，一旦煤電基準價上調，無疑現有的風電、光伏項目收益將大幅提高！

3）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。

可見，未來風電、光伏等綠色電力的環境價值，將通過“綠證”來實現。

強制配額，保證了綠電的消納；

綠證交易，將給新能源電力帶來額外收益，提高項目收益率。

報告認為，新能源逐步成為電力電量主體，是新型電力系統較傳統電力系統的最重要改變。為了保證系統安全穩定和持續推進能源轉型，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。

為此，該《報告》具體建議如下：

一是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。

煤電“基準價+浮動機制”，發揮安全保供作用。建立完善煤電基準價聯動機制，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。

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。

完善調節能力合理定價機制，激發系統調節潛力?？茖W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。

二是建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置。

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。

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。

三是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。

合理疏導輔助服務費用。合理確定輔助服務費用在發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電側和用電側按照1：1的比例進行一次分攤；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；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。

四是更好發揮政府監督管理作用，保障各項政策落到實處。

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，避免不合理的行政干預。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。加強對發電成本的監測，保障各類電源健康可持續發展。