专项输电工程定价机制不完善，目前，我国跨省跨区专项输电工程是按照项目单独核定的，定价主要采取“一线一价”的单一制输电价格核定方式，输电价格发挥的是类似于关税的效果，如果定价不合理容易对跨省跨区交易形成一定的“价格壁垒”效应，影响供需双方交易的积极性。在送端省份电源报价低于受端省份、跨省区通道仍有富余的情况下，如果送端电源报价加上专项输电工程输电价格后高于落地省份电源上网电价，交易将难以达成，或将对新能源在更大范围内消纳造成不利影响。此外，在电力行业市场化改革前，跨省区输电工程在规划和核准建设过程中，一般都会明确配套送电电源项目和受端电力分配方案。随着电力市场化改革的启动和不断深化，对新建跨省区输电工程，政府主管部门已经不再指定送受电计划，通过行政指令配置配套电源、明确电力消纳区域的机制也在逐步弱化。如何通过科学合理的价格机制鼓励电力跨省跨区交易、提高输电通道的利用率、促进新能源在全国范围进行消纳，将是输配电价改革下一步应着重关注的问题。

　　系统调节成本难以有效疏导

　　新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站本体成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等系统成本。

　　随着可再生能源渗透率不断提高，辅助服务成本等系统成本规模将扩大。目前我国的辅助服务补偿力度较小，补偿收入难以有效弥补机组低负荷运行导致的各类成本增加。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，并且该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。2021年，我国辅助服务补偿费用共307亿元，约占全社会总电费的0.9%左右，远低于成熟电力市场3~5%的比例。

　　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的政策，大部分省份仍然难以落地。

完善我国电价机制的关键措施及政策建议

　　电价改革的重点是健全完善电价形成机制和疏导机制。未来市场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”。有关建议如下：

　　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

　　一是完善煤电价格市场化形成机制，发挥安全保供作用。当前煤电价格主要通过市场形成，基准价仍然发挥重要的价格之锚作用，浮动机制划定了价格波动的合理区间，应合理设置和调整基准价水平和浮动范围，保障在价格形成过程中充分发挥市场和政府的作用。合理设置煤电基准价，应在基准价中及时反映燃料成本变化，使基准价发挥价格基准的作用，可考虑将秦皇岛港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。如果根据以上方法测算，按照当前的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，对应平均煤电基准价调为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%的限制予以适当放宽。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，容量补偿机制的设计和实施建议结合各地电力市场建设情况开展。

　　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，未来应考虑进一步提高交易频次，按照需求每周、多日开市，同时建立批发市场高频次合同电量转让交易机制、双边合同连续调整机制，给予市场主体更大的灵活调整空间。科学设置偏差考核规则，考虑到当前新能源预测能力较差，新能源进入市场初期宜适当放宽偏差考核标准，后续视实际情况再逐步调整。此外，还应做好现货市场规则和“两个细则”考核之间的有效衔接，避免对新能源发电的重复考核。推动政府授权合约应用，保障新能源在获得合理收益的前提下灵活参与市场;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。应畅通消费者购买绿电和绿证的渠道，并给予统一的绿色电力证书。提高国内绿证在国际范围的认可度和接受度。此外，还应探索CCER和绿证两种体系的信息联通，使绿证可为CCER项目发电量、减排量核定提供数据凭证。

　　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。建议推动各类灵活性调节资源通过虚拟电厂、负荷聚集商等新兴主体的聚合和优化后参与电力现货市场和辅助服务市场，为公共电网提供调节服务。

　　建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置

　　输配电定价机制应将国家能源战略与地方发展实际相结合，既要满足建设全国统一电力市场的要求，推动电力资源在更大范围进行优化配置，又要尊重地方发展实际、保障安全稳定供电。

　　一是完善省级电网输配电价核定规则。当前《省级电网输配电价定价办法》中提出“预计新增输配电固定资产基于提高投资效率的要求，按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定”，而现实中，新增输配电固定资产不仅要基于投资效率的提高，还应兼顾满足电量增长、解决安全风险、支撑新型电力系统建设等多目标要求。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。两部制价格机制的设计需要从促进风光基地外送电消纳角度，充分考虑送受端价差空间、工程投资和运营成本等因素，分阶段合理设置容量电费与电量电费的比例，并依据风光基地建设进展和电力市场形势适时动态调整该比例，有效提高市场各方的发输用电积极性，推动风光基地外送项目健康有序发展。两部制电价中容量电费的分摊纳入并随省级输配电价统一回收，促进中西部清洁能源按照发电环节自身价格“轻装上阵”参与受端市场竞争，降低交易中的电量电价水平，减小跨省跨区交易的价格壁垒，更好推动新能源在更大范围内灵活优化配置。

　　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。对于能够确定受益主体的费用，由受益主体承担;对于无法确定受益主体的费用，应合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例;结合当地电网运行需求和特性，科学设计辅助服务品种。针对新型电力系统对爬坡、转动惯量、快速调频等辅助服务的需要，探索开展相应的辅助服务新品种;推动新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体参与辅助服务市场，按照“同质同价”原则确定辅助服务标准。