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。