习近平总书记在中央财经委第九次会议上，提出构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效的显著特征。在新型电力系统下，各类电源功能定位将会发生显著变化，市场环境下的电力商品价值体现出精细化和差异化的趋势。在电能量价值的基础上，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，有助于通过价格信号促进系统主体进一步明确分工，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。此外，新型电力系统的建设必然涉及到支撑新能源建设、输送、消纳等一系列新增成本，这些新增成本需要在各类市场主体间科学、公平负担，同时还要充分考虑终端用户的承受能力。

　　电价具有成本补偿、资源配置、宏观调控的作用，是决定电力行业发展和电力市场运营的关键因素，在推进新型电力系统建设的过程中，制定科学合理的电价机制是当前亟需解决的关键问题。本文系统梳理当前各类电价政策的现状和执行情况，并针对当前电价政策机制中存在的重要问题提出有针对性的建议。

电价政策现状及执行情况

　　“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，激励各类市场主体共同为系统安全稳定运行作出贡献。

　　政策现状

　　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1～11月，全国市场交易电量4.76万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60.5%，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20%范围浮动”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，政策提出2030年要全面参与市场。

　　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。

　　政策执行情况

　　关于煤电价格：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，1～11月全国燃煤发电机组完成交易电量3.77万亿千瓦时。

　　关于新能源价格：新能源于2021年开始实行平价上网，当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，各省份分布不均。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，新能源结算均价普遍较低。

当前电价机制存在的主要问题

　　煤电价格形成机制执行不到位

　　电煤价格高企，煤电基准价没有随之调整，市场价格水平难以反映煤电生产的真实成本。当前煤电价格采用基准价加浮动的市场机制，价格主要由市场形成。其中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、市场竞争形成价格波动。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”。

　　相较2019年确定煤电基准价时的边界条件，当前环境已发生明显变化。2019年确定煤电基准价时，测算对应的秦皇岛港5500大卡下水煤价格是535元/吨，目前电煤价格持续高位运行，已远高于当时535元/吨的基准，估算全国煤电机组2022年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，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。在高比例新能源接入系统后，火电的容量将成为保障电力系统安全稳定所不可或缺的重要资源，亟待通过建立合理的容量成本补偿机制，保障火电机组获得合理回报，进而维持其运营和投资的积极性，保障系统容量资源的稳定供给。

　　新能源的绿色价值难以体现

　　新能源参与电力市场后的平均交易价格普遍较低，一方面是由于新能源的出力特性使其在电力市场面临着诸多风险，另一方面是缺少保障全社会对绿色电力稳定需求的配套政策机制，新能源的绿色价值难以通过绿证、绿电市场进行变现。

　　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，市场没有发挥应有的作用;当前各省区整体的非水可再生能源电力消纳责任权重是根据其非水可再生能源年发电量减去外送(或加上购入)非水可再生能源电量后占年总用电量(剔除免考电量)之比计算。各省区在具体执行过程中，只能在保证新能源利用率的前提下，通过加快提升新能源装机容量，或对新能源参与外送交易的规模设限，以保证完成指标。所以，该指标体现的更多是各省区装机规模提升的责任，并有可能会导致部分省区在完成指标压力较大时限制新能源参与外送交易。

　　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中缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。

　　新能源在电能量价格方面具备竞争力，但新能源出力的波动性、间歇性以及反调峰性的天然短板，使其并不具备足够的灵活性和可靠性价值，在现货市场上无法连续提供可靠稳定的电能量，在市场中难以获得相应的收入，并且在市场中经常处在承受偏差考核、难以竞得高价、承担分摊费用多、获得补偿费用少等弱势地位。此外，在市场运营费用在发电侧内部分摊的机制下，新能源企业分摊了绝大部分市场运营费用。

　　输配电价定价机制应适应新型电力系统建设需要

　　考虑到风能、太阳能资源分散性的特征，“大电源、大电网”加上“分布式系统”将成为新型电力系统的主要形态。因此，完善适应可再生能源深度利用的电网体系，主要在于提高骨干电网清洁能源资源大范围优化配置能力，以及加快配电网改造和智能化升级，保障分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入。

　　当前，我国输配电价监管主要遵循“准许成本+合理收益”的原则，并以公平分摊输配电准许收入为目标形成输配电价结构和水平。伴随着新型电力系统的建设，未来将会有越来越多的新能源接入电力系统，除了要持续保障电力系统安全稳定运行以外，输配电价制定还需要考虑如何进一步促进新能源的消纳以及全网资源的灵活配置，同时尽可能减少新型电力系统建设带来的电价水平上涨问题。

　　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，现行省级电网输配电定价办法，是在“降电价”背景下修订出台的，新增电网投资认定仅考虑电量增长单一因素、定价折旧年限明显高于企业资产实际执行折旧、准许成本和定价回报率取值从紧偏低，与电网生产经营实际存在较大偏差，电网行业盈利能力明显偏低，部分中西部地区电网企业长期经营困难。从长远看，我国电力需求还将保持刚性增长，电网面临着持续增强供给能力和安全保障能力的紧迫任务，需要维持必要的投资规模，保持适度超前发展。同时，我国电网发展不平衡不充分问题依然突出，网架结构不够完善，中西部电网发展滞后，脱贫攻坚、乡村振兴等政策性投资规模大，年均电网投资需求仍将保持在5000亿元以上。电网企业盈利能力不足会导致资本金筹措困难，融资成本增加，影响电网可持续发展和国家重大战略落实。