逐步建立適應新型電力系統的電價形成和疏導機制

　　習近平總書記在中央財經委第九次會議上，提出構建以新能源為主體的新型電力系統。新型電力系統具有綠色低碳、柔性靈活、互動融合、智能高效的顯著特征。在新型電力系統下，各類電源功能定位將會發生顯著變化，市場環境下的電力商品價值體現出精細化和差異化的趨勢。在電能量價值的基礎上，進一步細分出電力容量價值、靈活性價值和綠色價值，有助于通過價格信號促進系統主體進一步明確分工，提升系統供電保障能力和靈活調節能力。此外，新型電力系統的建設必然涉及到支撐新能源建設、輸送、消納等一系列新增成本，這些新增成本需要在各類市場主體間科學、公平負擔，同時還要充分考慮終端用戶的承受能力。

　　電價具有成本補償、資源配置、宏觀調控的作用，是決定電力行業發展和電力市場運營的關鍵因素，在推進新型電力系統建設的過程中，制定科學合理的電價機制是當前亟需解決的關鍵問題。本文系統梳理當前各類電價政策的現狀和執行情況，并針對當前電價政策機制中存在的重要問題提出有針對性的建議。

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，激勵各類市場主體共同為系統安全穩定運行作出貢獻。

　　政策現狀

　　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1～11月，全國市場交易電量4.76萬億千瓦時，占全社會用電量比重達到60.5%，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20%范圍浮動”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，政策提出2030年要全面參與市場。

　　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。

　　政策執行情況

　　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，1～11月全國燃煤發電機組完成交易電量3.77萬億千瓦時。

　　關于新能源價格：新能源于2021年開始實行平價上網，當前全國新能源電量平均市場化率約30%左右，各省份分布不均。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，新能源結算均價普遍較低。

當前電價機制存在的主要問題

　　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、市場競爭形成價格波動。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，目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2022年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，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。在高比例新能源接入系統后，火電的容量將成為保障電力系統安全穩定所不可或缺的重要資源，亟待通過建立合理的容量成本補償機制，保障火電機組獲得合理回報，進而維持其運營和投資的積極性，保障系統容量資源的穩定供給。

　　新能源的綠色價值難以體現

　　新能源參與電力市場后的平均交易價格普遍較低，一方面是由于新能源的出力特性使其在電力市場面臨著諸多風險，另一方面是缺少保障全社會對綠色電力穩定需求的配套政策機制，新能源的綠色價值難以通過綠證、綠電市場進行變現。

　　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，市場沒有發揮應有的作用;當前各省區整體的非水可再生能源電力消納責任權重是根據其非水可再生能源年發電量減去外送(或加上購入)非水可再生能源電量后占年總用電量(剔除免考電量)之比計算。各省區在具體執行過程中，只能在保證新能源利用率的前提下，通過加快提升新能源裝機容量，或對新能源參與外送交易的規模設限，以保證完成指標。所以，該指標體現的更多是各省區裝機規模提升的責任，并有可能會導致部分省區在完成指標壓力較大時限制新能源參與外送交易。

　　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中缺乏競爭力，且承擔了大部分市場運營費用。

　　新能源在電能量價格方面具備競爭力，但新能源出力的波動性、間歇性以及反調峰性的天然短板，使其并不具備足夠的靈活性和可靠性價值，在現貨市場上無法連續提供可靠穩定的電能量，在市場中難以獲得相應的收入，并且在市場中經常處在承受偏差考核、難以競得高價、承擔分攤費用多、獲得補償費用少等弱勢地位。此外，在市場運營費用在發電側內部分攤的機制下，新能源企業分攤了絕大部分市場運營費用。

 

　　輸配電價定價機制應適應新型電力系統建設需要

　　考慮到風能、太陽能資源分散性的特征，“大電源、大電網”加上“分布式系統”將成為新型電力系統的主要形態。因此，完善適應可再生能源深度利用的電網體系，主要在于提高骨干電網清潔能源資源大范圍優化配置能力，以及加快配電網改造和智能化升級，保障分布式電源就地消納與多元化負荷靈活接入。

　　當前，我國輸配電價監管主要遵循“準許成本+合理收益”的原則，并以公平分攤輸配電準許收入為目標形成輸配電價結構和水平。伴隨著新型電力系統的建設，未來將會有越來越多的新能源接入電力系統，除了要持續保障電力系統安全穩定運行以外，輸配電價制定還需要考慮如何進一步促進新能源的消納以及全網資源的靈活配置，同時盡可能減少新型電力系統建設帶來的電價水平上漲問題。

　　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，現行省級電網輸配電定價辦法，是在“降電價”背景下修訂出臺的，新增電網投資認定僅考慮電量增長單一因素、定價折舊年限明顯高于企業資產實際執行折舊、準許成本和定價回報率取值從緊偏低，與電網生產經營實際存在較大偏差，電網行業盈利能力明顯偏低，部分中西部地區電網企業長期經營困難。從長遠看，我國電力需求還將保持剛性增長，電網面臨著持續增強供給能力和安全保障能力的緊迫任務，需要維持必要的投資規模，保持適度超前發展。同時，我國電網發展不平衡不充分問題依然突出，網架結構不夠完善，中西部電網發展滯后，脫貧攻堅、鄉村振興等政策性投資規模大，年均電網投資需求仍將保持在5000億元以上。電網企業盈利能力不足會導致資本金籌措困難，融資成本增加，影響電網可持續發展和國家重大戰略落實。

　　專項輸電工程定價機制不完善，目前，我國跨省跨區專項輸電工程是按照項目單獨核定的，定價主要采取“一線一價”的單一制輸電價格核定方式，輸電價格發揮的是類似于關稅的效果，如果定價不合理容易對跨省跨區交易形成一定的“價格壁壘”效應，影響供需雙方交易的積極性。在送端省份電源報價低于受端省份、跨省區通道仍有富余的情況下，如果送端電源報價加上專項輸電工程輸電價格后高于落地省份電源上網電價，交易將難以達成，或將對新能源在更大范圍內消納造成不利影響。此外，在電力行業市場化改革前，跨省區輸電工程在規劃和核準建設過程中，一般都會明確配套送電電源項目和受端電力分配方案。隨著電力市場化改革的啟動和不斷深化，對新建跨省區輸電工程，政府主管部門已經不再指定送受電計劃，通過行政指令配置配套電源、明確電力消納區域的機制也在逐步弱化。如何通過科學合理的價格機制鼓勵電力跨省跨區交易、提高輸電通道的利用率、促進新能源在全國范圍進行消納，將是輸配電價改革下一步應著重關注的問題。

　　系統調節成本難以有效疏導

　　新能源平價上網不等于平價利用，除新能源場站本體成本外，新能源利用成本還包括靈活性電源等投資、系統調節運行成本、大電網擴展及補強投資、接網及配網投資等系統成本。

　　隨著可再生能源滲透率不斷提高，輔助服務成本等系統成本規模將擴大。目前我國的輔助服務補償力度較小，補償收入難以有效彌補機組低負荷運行導致的各類成本增加。根據國際經驗，電力輔助服務費用一般在全社會總電費的3%以上，并且該比例隨著新能源大規模接入還將不斷增加。2021年，我國輔助服務補償費用共307億元，約占全社會總電費的0.9%左右，遠低于成熟電力市場3~5%的比例。

　　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的政策，大部分省份仍然難以落地。

 

完善我國電價機制的關鍵措施及政策建議

　　電價改革的重點是健全完善電價形成機制和疏導機制。未來市場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：

　　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，容量補償機制的設計和實施建議結合各地電力市場建設情況開展。

　　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，未來應考慮進一步提高交易頻次，按照需求每周、多日開市，同時建立批發市場高頻次合同電量轉讓交易機制、雙邊合同連續調整機制，給予市場主體更大的靈活調整空間。科學設置偏差考核規則，考慮到當前新能源預測能力較差，新能源進入市場初期宜適當放寬偏差考核標準，后續視實際情況再逐步調整。此外，還應做好現貨市場規則和“兩個細則”考核之間的有效銜接，避免對新能源發電的重復考核。推動政府授權合約應用，保障新能源在獲得合理收益的前提下靈活參與市場;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。應暢通消費者購買綠電和綠證的渠道，并給予統一的綠色電力證書。提高國內綠證在國際范圍的認可度和接受度。此外，還應探索CCER和綠證兩種體系的信息聯通，使綠證可為CCER項目發電量、減排量核定提供數據憑證。

　　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。建議推動各類靈活性調節資源通過虛擬電廠、負荷聚集商等新興主體的聚合和優化后參與電力現貨市場和輔助服務市場，為公共電網提供調節服務。

　　建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置

　　輸配電定價機制應將國家能源戰略與地方發展實際相結合，既要滿足建設全國統一電力市場的要求，推動電力資源在更大范圍進行優化配置，又要尊重地方發展實際、保障安全穩定供電。

　　一是完善省級電網輸配電價核定規則。當前《省級電網輸配電價定價辦法》中提出“預計新增輸配電固定資產基于提高投資效率的要求，按照不高于歷史單位電量固定資產的原則核定”，而現實中，新增輸配電固定資產不僅要基于投資效率的提高，還應兼顧滿足電量增長、解決安全風險、支撐新型電力系統建設等多目標要求。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。兩部制價格機制的設計需要從促進風光基地外送電消納角度，充分考慮送受端價差空間、工程投資和運營成本等因素，分階段合理設置容量電費與電量電費的比例，并依據風光基地建設進展和電力市場形勢適時動態調整該比例，有效提高市場各方的發輸用電積極性，推動風光基地外送項目健康有序發展。兩部制電價中容量電費的分攤納入并隨省級輸配電價統一回收，促進中西部清潔能源按照發電環節自身價格“輕裝上陣”參與受端市場競爭，降低交易中的電量電價水平，減小跨省跨區交易的價格壁壘，更好推動新能源在更大范圍內靈活優化配置。

 

　　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;結合當地電網運行需求和特性，科學設計輔助服務品種。針對新型電力系統對爬坡、轉動慣量、快速調頻等輔助服務的需要，探索開展相應的輔助服務新品種;推動新型儲能、用戶可調節負荷、聚合商、虛擬電廠等新興市場主體參與輔助服務市場，按照“同質同價”原則確定輔助服務標準。

　　二是合理疏導交叉補貼費用。完善居民階梯電價制度，建議以試點方式調整居民階梯電價制度，適當降低第一階梯的電量，提高第二、三階梯價格，探索對居民、農業用戶實行分時電價政策;適時著手厘清交叉補貼總水平，建立妥善處理交叉補貼的長效機制，通過價外補貼的方式改暗補為明補，并逐步減量、取消對居民的電價補貼。

　　三是充分考慮社會承受能力。為了保證和支撐我國經濟社會平穩發展和民生可靠用電，應充分考慮全社會(包括各類電力生產單位，工商業、居民、農業等終端用戶)對一二次能源價格上漲的承受能力，尤其保證上游一次能源價格在合理區間是重中之重，注重經濟效益與社會效益協同。對生產結構、用戶結構、用戶類型進行細分，對能源價格上漲帶來的影響進行評估測算，通過階梯電價、分時電價等機制，分階段、分地區、分產業、分用戶類型，進行成本的合理有效疏導。

　　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。對各地已出臺的市場交易方案等進行再評估，重點評估各類年度、月度等交易方案，清理設置不合理準入門檻、限定不合理交易價格、人為造成供需失衡等限制市場競爭的規定，糾正以限定價格或變相限定價格為目的的強制專場交易、違規減免電費或定向補貼等不當干預市場的行為。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，建立相應的市場力識別、防范機制和監管措施，加強電力市場異常價格監測，適時開展市場交易價格監督檢查，嚴格查處濫用市場力不正當競爭、串通報價、惡意競價等行為。

　　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。加強對“電煤中長期合同簽約率100%覆蓋、履約率100%要求、價格執行100%”的“三個100%”政策監督落實。避免煤炭生產企業采取降低煤質、以次充好、額外提高運費、簽訂“陰陽合同”等方式的變相加價行為。加強構建以信用為基礎的新型合同監管機制，切實發揮電煤中長期合同“市場穩定器”的作用。

　　三是加強對發電成本的監測。為適應“雙碳”目標和建設新型電力系統的需要，煤機“大開機、低負荷”成為常態，應加強對火電企業成本的監管，順利疏導上游成本。規范煤價指數編制發布行為，確保指數發布的價格與真實情況相符，當煤價超出合理區間，要動用儲備、增加產能，并依法監管價格違法行為，引導煤價回歸。加強上下游市場協調互保機制監督，建立電力及其上、下游產品市場中長期合同價格關聯機制，探索全產業鏈的風險對沖機制，實現市場風險可控。通過成本和電價監管，以科學合理的價格機制引導調動靈活性資源(抽水蓄能、新型儲能、氣電、煤電“三改聯動”)的積極性，促進電力系統安全穩定運行和新能源大規模靈活消納。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》

　　作者：中國電力企業聯合會

　　課題組組長：于崇德

　　副組長：潘躍龍、有關部門負責人

　　成員單位：理事長、有關副理事長單位

　　主筆人：劉旭龍、孫健、韓放

作者：