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。

　　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：