习近平总书记在中央财经委第九次会议上，提出构建新型电力系统。建立科学合理的电价机制，是促进新型电力系统建设、实现新能源对传统能源安全可靠替代的关键手段。中电联组织完成了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出了相关政策建议，供政府有关部门和电力企业参考。
一、电价政策现状及执行情况
（一）政策现状
伴随我国电力从短缺到平衡的过程，电价制度也经历了从计划到市场的变革，2015年新一轮电力体制改革以来，发用电计划逐步放开，输配电价透明合理，上网电价和销售电价逐步向市场过渡，电价改革在电力改革和发展过程中发挥了关键作用。
“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，推动各类市场主体共同为系统安全稳定运行做出贡献。
上网电价方面，我国执行的是计划与市场并行的“双轨制”。
近年来，市场交易电量规模快速增长，2022年1～9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%，2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动20%”机制形成价格；新能源于2021年实行了平价上网，并部分参与了市场交易。
输配电价方面，输配电价改革制度先行、有序推进、成效明显，国家针对省级电网、区域电网、专项输电工程输配电陆续出台了专项核价办法，依法依规开展成本监审工作，并定期公布核价结果。
（二）政策执行情况
关于煤电：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～9月全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时，平均交易价格为0.4497元/千瓦时。
关于新能源：新能源于2021年开始实行平价上网，并且政策提出2030年新能源要全面参与电力市场。当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算价格普遍较低。
为促进新能源发展、体现绿色价值，我国开展了绿证、绿电交易，但总体规模较小。绿电交易去年启动，今年累计结算136亿千瓦时。绿证交易2017年启动，累计核发5100万个，认购量448万个。
二、当前电价机制存在的主要问题
（一）煤电价格形成机制矛盾突出
电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。煤电基准价和浮动机制各有作用。煤电基准价是反映全社会平均煤电发电成本的上网基准价格，应随成本变化及时调整；浮动机制反映的是供需变化、市场竞争导致价格波动。国家文件也曾明确提出“根据市场发展适时对基准价和浮动机制进行调整”。
当前，确定煤电基准价时的边界条件已发生明显变化。煤电基准价于2019年确定，测算对应的是秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨，2022年以来，电煤价格持续在800元/吨以上。2022年1～9月，发电集团到厂电煤价格（折合5500大卡）865元/吨左右，度电成本约0.48元/千瓦时，全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。
市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。
（二）新能源的绿色价值难以体现
目前的可再生能源消纳责任考核制度只对省级行政区域进行考核，没有体现售电公司、电力用户等个体消纳绿色电力的责任。在自愿购买机制下，绿证、绿电市场成交规模较低。
现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，导致新能源在连续成交的电力现货市场缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。
（三）输配电价定价机制有待完善
省级电网输配电价机制“约束有余、激励不足”，部分核价参数设置与电网生产经营实际存在较大偏差，难以支撑加快建设坚强电网的需求。
专项输电工程定价机制不完善，单一制输电价格下，容易对部分跨省跨区交易形成一定的“价格壁垒”效应，难以适应电力资源大范围配置的要求。
（四）系统调节成本难以有效疏导
我国电力辅助服务费用长期在发电侧内部平衡，这种成本分摊方式已不适应未来发展需要。国家已出台政策明确了辅助服务费用的疏导原则和要求，但在实际操作中，仅有南方区域、山西、山东等少数地区落实了辅助服务费用在发电侧和用电侧按比例分摊，大部分省份仍然难以落地。
三、有关建议
新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
（一）建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型
一是完善煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。
二是完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。
建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。
三是完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。
（二）建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置
一是完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。
二是针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。
（三）建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设
一是合理疏导辅助服务费用。合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，对于无法确定受益主体的费用，建议辅助服务费用由发电侧和用电侧按照1：1的比例进行一次分摊。
二是合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题。
三是充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。
（四）更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处
一是加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，避免不合理的行政干预。
二是加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。
三是加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。
