还原电力商品属性 电价改革取得重大突破

2014年6月13日，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，强调要坚定不移推进改 革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。2015年，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。电价改革作为电力市场改革的先驱，自2014年深圳输配电价改革破冰，到2017年全面实现输配电价定价规则全覆盖，到现在电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制价格规则全面建立，我国电价改革已经初步实现了“放开两头、监管中间”的目标，改革取得了重要进展。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：李成仁）

我国电价改革十年成就

建立了科学独立的输配电价体系

2015年以来，国家发改委持续深化输配电价改革，制定了“１+4”（1个通用的输配电成本监审办法、4个针对不同层级电网的定价办法）的输配电价政策体系。我国输配电价改革确立了“准许成本加合理收益”定价方法，这是结合了成本监管和激励监管的复合型监管，以成本监管为基础，有利于解决电网快速发展情况下标尺难定的问题；以激励监管为导向，有利于改善电网企业发展能力，促进企业主动降低成本、提高效率。构建了规则明晰、科学透明的输配电价监管体系，增强对自然垄断环节的监管。实施准许总收入监管后，降低电力上下游价格波动对电网经营发展的影响，同时打破了“成本黑箱”误解，保障电网长远发展，为电力市场化改革深入推进创造了重要条件。在独立的输配电价机制的支持下，我国电网行业实现了可持续发展，近十年来220千伏及以上输电线路从2013年53.98万千米增长到2023年92.05万千米，220千伏及以上变电容量从2013年的26.23亿千伏安增长到2023年的54.02亿千伏安，为保障经济社会发展发挥了重要的能源输送和优化配置作用。

市场化定价机制日益完善，资源配置作用逐步发挥

2015年以来，我国不断深化发电侧上网电价改革，2021年有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动“全体工商业用户进入市场”，为市场化定价按下了快进键。通过现货市场、辅助服务市场、容量补偿政策的改革，实现了发电侧基于成本的定价方式转变为基于功能定价方式，形成了分时间尺度、分功能品种的、细分的电力市场品种体系，体现电能量价值、平衡调节价值、容量充裕性价值以及绿色环保价值的电价体系初步建立。党的二十大报告明确要求构建全国统一大市场，电力市场化改革正向纵深推进，新型电力系统建设使电力价值的多元化特征进一步凸显，对通过市场建设反映多维价值提出更高要求。电能量市场方面，现货市场是基于供需平衡形成价值信号的关键环节。截至2023年底，全国共有29个地区开展电力现货市场（试）运行，山西、广东电力现货率先转正，南方区域电力现货市场完成首次全域结算试运行。辅助服务市场方面，发改价格〔2024〕196号文提出按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节的积极性。容量价值方面，《电力现货市场基本规则（试行）》要求探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。当前我国已经初步构建煤电容量电价机制，将逐步扩大补偿范围，未来具备条件时，可探索建立容量市场。绿色价值方面，绿电、绿证的市场化交易以及碳市场和CCER机制，为充分体现电力绿色环境价值奠定了基础。截至2023年，市场化电量占比已超过75%，市场主体数量是2015年改革之初的21倍，活跃度大幅提升，市场化配置资源的作用效果不断提升。

新能源逐步走向市场，消纳能力显著增强

我国可再生能源发电上网电价从政府定价逐步向市场竞价过渡，经历了标杆电价、指导价、平价上网三个阶段。2019年前，均实行标杆电价，2019年，风电、光伏发电均实行政府指导价，2021年起，除生物质发电维持标杆电价外，风电、光伏发电已实现平价上网。在价格政策和补贴政策的支持下，我国风电和光伏发电实现了跨越式发展，装机规模从2015年的1.72亿千瓦上涨到2023年的12亿千瓦，增长597.67%，快速的技术进步带来发电造价大幅下降，集中式光伏2021年开始实行平价上网，电价仅为2011年的1/3，陆上风电上网电价较2011年下降约40%。依托大电网、大市场，创新开展清洁能源打捆、发电权替代、跨区富余可再生能源现货等交易，近年来我国新能源消纳率超过95%并持续提升。2023年，我国新能源装机、电量占比分别达到36%和16%，成为第二大电源，新能源完成投资额同比增长超过34%，现已建成世界上最大的清洁电力供应体系。

灵活性资源价值逐步显现，电力安全可靠供应能力增强

分时电价是我国激发灵活性资源响应的重要机制。自2021年国家发改委出台完善分时电价政策后，我国各地开始逐步完善分时电价机制。目前，我国已实现工商业用户分时电价全覆盖，绝大部分地区峰谷时段划分都体现了季节差异，除甘肃、宁夏、广西、贵州和西藏外，其余省（市、区）均出台了尖峰电价政策，全面覆盖供需紧张地区。部分省份结合净负荷曲线，优化调整了时段划分，将午间设置为低谷，有利于可再生能源的消纳。17个省份出台了电动汽车分时充电价格机制。此外，峰谷价差持续拉大，高峰电价上浮普遍在50%~70%，大多数地区尖峰电价在高峰电价基础上再上浮20%。通过分时电价的完善，进一步引导用户主动错峰用电、削峰填谷、消纳新能源、提升系统利用效率，保障电力系统安全稳定运行。据国网能源研究院测算，去年迎峰度夏期间最大负荷时刻，11个省份因分时电价政策调整削减负荷1080万千瓦左右，对安全保供起到了重要作用。

深化电价改革的重点任务

随着新能源规模快速增长，发电结构、运行方式、用能理念等均发生根本性、趋势性变化，保供、转型、稳价统筹难度和压力持续加大，亟需深化电价改革，持续优化电价机制。

持续提升输配电定价效率，发挥治理效能

进一步完善输配电价定价机制，提升定价灵活性。优化省级电网用户侧输配电价两部制电价执行方式，完善分电压等级两部制输配电价制度，扩大两部制执行范围、提高容量电费占比，探索基于负荷率对用户进行定价的合理机制。完善区域电网两部制输电价格机制，提升分摊区域容量成本方法的透明度和准确性。建立适应沙戈荒大基地外送消纳的跨省跨区专项工程输电价格机制，探索采用单一容量制或两部制输电价格机制（容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本），并探索同一输电通道的多条线路实现打捆定价，促进跨省区交易达成，合理分摊远距离输电成本。

进一步增强管制行业监管的科学性。一是细化监管模型，注重运用信息化手段，实现常态化监管，实现监管流程的制度化和规范化。二是依法依规完善监管业务界面。划分监管业务和非监管业务边界，进一步强化内部关联交易监管，监管目标应更加注重质量效率。三是借鉴国外输配电监管相关经验，适应新型电力系统下电网发展特征，构建激励性监管机制，完善输配电投资核定机制，激励电网成为促进能源转型发展、促进市场主体广泛参与交易的枢纽平台，支持电网企业可持续经营发展。

通过市场实现电力多元价值和科学合理定价

电能量市场方面，持续深化中长期市场交易，进一步对交易周期、交易流程、结算时序等关键要素进行标准化设计，缩短交易周期、提高交易频次，力争实现按工作日连续开市；推动省内气电、高价水电、地方电厂等更多类型电源参与中长期交易，形成上网电价；探索科学的上网侧分时交易结算模式，建立统一的中长期交易合约模型，将不同时段划分、不同买卖主体、不同交易品种的交易合约，统一为分时段标准化交易合约，适应多元主体的差异化交易需求，并做好终端分时电价政策有序衔接，更好引导市场主体主动削峰填谷。持续推动电力现货市场建设，加快完善电力现货市场基本运营规则，与中长期交易规则相辅相成；推动具备条件的电源参与现货市场交易，对于不同种类电源的附加价值或合理收益，具有竞争属性的价值可以通过辅助服务、碳交易等实现其价值，不具备竞争属性的价值，可通过政府授权合约或政策性补贴予以保障。

辅助服务市场方面，扩大电力辅助服务主体和交易品种，加快推动新型储能、自备电厂、虚拟电厂、有调节能力的负荷侧资源等各类市场主体参与辅助服务市场；针对新能源特性，引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等保障电力系统运行安全的辅助服务新品种，以多元化方式满足辅助服务需求，提升系统调节能力，增强新能源消纳能力。按照“谁受益、谁承担”的原则，完善辅助服务费用分摊机制，健全发电和用户双边分担共享架构，探索差异化成本分摊机制，如由高耗能企业分摊尖峰时段辅助服务成本。

容量补偿（市场）方面，结合现货市场建设进展以及各类机组参与现货市场的情况，探索对核电、储能、燃气发电、负荷侧需求响应等资源实施容量电价的可行性及相关方案。加强现货市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。探索容量补偿逐步过渡到容量市场机制。

绿色环境价值方面，逐步推动带补贴项目参与绿电交易，推动将可再生能源责任权重落实到用户和售电公司，鼓励高耗能行业使用绿电。推动形成全国统一的绿证核发和交易体系，以消纳责任权重为引导，通过绿证交易与绿电交易并行，促进可再生能源环境价值的流通。

有力支持新能源通过市场化定价实现优化配置

明确可再生能源上网电价市场化方向。探索将可再生能源发电项目的上网电价由政府定价改为主要由市场竞争形成。存量项目，推进现行价格转变为政府授权合约，合理确定并逐步降低可再生能源保障利用小时数，利用小时数以外部分参与电力市场。新增项目，原则上可使全部发电量进入电力市场，上网电价由市场竞争形成，中央财政不再提供补偿，地方可根据情况酌情考虑政府补偿，但需制定补偿退出机制。

完善新能源市场化交易配套机制。充分考虑新能源发电边际成本低、系统消纳成本高的经济属性，以及波动性、随机性较大的物理特性，进一步提升中长期交易的灵活性和精细程度，推进中长期交易向更短周期延伸、向更细时段转变，加大交易频次，缩短交易周期，将电量交易改为带曲线交易。鼓励新能源报量报价参与现货市场，促进电力市场形成更为精准的价值信号。完善新能源打捆交易机制，通过新能源与常规电源、储能等组成平衡单元，打捆参与电力市场。加快构建有利于新能源跨越式增长的市场化交易配套机制。

进一步促进供电成本公平负担

妥善解决交叉补贴等复杂的利益分配问题。一是结合不同电压等级不同类别用户负荷特性，进一步优化输配电价结构。随着分电压等级、分用户类别输配电价结构的逐步完善，将逐步解决不同电压等级之间用户的交叉补贴问题，实现供电成本公平负担，进一步适应增量配电业务的发展。二是进一步创新“东西帮扶”机制。统筹考虑不同地区能源禀赋、产业结构、碳排放规模、成本承受力等方面的差异，可通过建立输配电价平衡账户调节机制，向不同地区科学分配转型成本，在保障改革的经济性及公平性的同时，实现区域协调发展。

完善新型有源主体价格机制，促进输配电成本的公平分担。针对分布式发电就近交易、源网荷储一体化工程等新型有源主体，以电网为其提供的备用价值为基础，按照“谁占用尖峰及备用资源，谁支付成本”的原则，核定系统备用费，促进分布式电源用户与其他类型用户共同实现大电网输配电成本的公平分摊，保证电网服务分布式电源的投资可足额回收，促进分布式电源和电网协调可持续发展。

通过价格杠杆 有效激发需求侧电力调节潜力

提升用户侧定价机制科学性，激发用户参与系统调节积极性。进一步完善分时电价，动态调整分时电价规则，扩大执行范围，增强实施力度。完善居民阶梯电价制度，推动“年阶梯”改为“月阶梯”，加强居民阶梯电价与居民分时电价协同，引导居民节约用电。择机赋予居民农业用电选择权利，通过零售套餐等方式为民生用电提供多样化支撑。

完善需求侧市场化电价激励机制。推动激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中长期交易耦合，允许需求侧资源常态化报价、调用。细化激励型需求响应产品分类，在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节因素等进一步细化完善。进一步巩固和拓宽响应资金来源渠道，探索通过系统运行费等渠道拓宽现行需求响应资金渠道，并逐步向市场化方向融合。

通过价格杠杆 引导形成降本增效、节能降碳电力消费意识

健全绿色电价体系，因地制宜优化调整差别化电价政策。对标国际先进能效水平，健全钢铁、水泥等高耗能行业阶梯电价，引导企业节能提效，并依据产业技术进步等情况，动态调整绿色电价执行的分档标准。

扩大碳市场范围，强化碳电市场的有效衔接。有序扩大碳市场交易主体范围，合理控制碳排放权配额发放总量，科学分配初始碳排放权配额，增强碳市场流动性，优化碳市场定价机制。逐步完善碳价与电价的传导机制，使碳成本作为一种发电成本通过市场竞价传导到市场化用户。探索CCER（国家核证自愿减排量）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。基于绿色电力交易数据精准核算电力用户碳排放，推动绿色电力交易与碳市场交易衔接。