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。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。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》，提出了相關政策建議，供政府有關部門和電力企業參考。

一、電價政策現狀及執行情況

（一）政策現狀

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，發用電計劃逐步放開，輸配電價透明合理，上網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展過程中發揮了關鍵作用。

“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作出貢獻。

上網電價方面，我國執行的是計劃與市場并行的“雙軌制”。

近年來，市場交易電量規模快速增長，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，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、區域電網、專項輸電工程輸配電陸續出臺了專項核價辦法，依法依規開展成本監審工作，并定期公布核價結果。

（二）政策執行情況

關于煤電：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，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，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。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。

為促進新能源發展、體現綠色價值，我國開展了綠證、綠電交易，但總體規模較小。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5100萬個，認購量448萬個。

二、當前電價機制存在的主要問題

（一）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。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”。

當前，確定煤電基準價時的邊界條件已發生明顯變化。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，電煤價格持續在800元/噸以上。2022年1~9月，發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，僅有南方區域、山西、山東等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。

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。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。

（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“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。

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。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。

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，避免不合理的行政干預。

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。