适应新型电力系统构建的电价机制改革重点问题及思考

作为电力市场化改革的核心内容之一，近年来，我国电价机制改革向整体和纵深推进，取得一系列积极成效。在国家推动构建新型电力系统的背景下，电价机制改革面临新形势、新要求。本文围绕未来一段时期适应新型电力系统构建的电价机制改革重点问题开展研究，并形成对改革方向和思路的初步思考。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：程晨璐 王建 凡鹏飞）

电价改革取得积极成效

进一步完善抽水蓄能价格形成机制。2021年4月，国家进一步完善抽水蓄能价格形成机制，配套制定抽水蓄能容量电价核定办法，明确以竞争性方式形成抽水蓄能电量电价，并将容量电费随输配电价回收，打通了抽蓄成本疏导途径，给广大经营主体吃下了“定心丸”，为抽水蓄能行业加快发展注入强劲动力。

进一步深化煤电上网电价市场化改革。在煤炭价格异常上涨的背景下，2021年10月，国家进一步深化煤电上网电价市场化改革，有序放开作为上网侧“定价之锚”的全部煤电电量上网电价，将煤电市场交易价格浮动范围由原来的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，同步推动全体工商业用户进入市场，真正构建起“能涨能跌”的市场化电价机制，“放开两头”实现质的突破。

配套全面建立电网企业代理购电制度。为保障进一步深化煤电上网电价市场化改革平稳实施、落地见效，2021年10月，国家同步指导各地全面建立电网企业代理购电制度，为难以直接参与电力市场或入市后面临较大不确定市场风险的部分用户（主要为中小微工商业用户）提供了缓冲，以市场化手段保障其用电需求，实现其用电价格随市场供需、燃料成本等变化按月波动。

深化第三监管周期输配电价改革。2023年5月，国家圆满完成第三监管周期输配电价改革，取得六大创新突破，包括分电压等级不分用户核定输配电价、分电压等级核定容（需）量电价、创新建立负荷率激励约束机制、抽水蓄能容量电价在输配电价外单列、上网环节线损单独计算等。特别是首次直接按照“准许成本+合理收益”核定电网输配电价，在推动电网聚焦主责主业、实现经营模式由传统购销价差模式向收取输配电费模式转变方面，迈出了关键一步。

创新建立煤电容量电价机制。随着煤电加快向基础保障性和系统调节性电源并重转型，利用小时数总体呈下降趋势，现行单一电量电价制难以保障煤电回收全部固定成本，不利于煤电行业健康持续发展和保障电力安全可靠供应。2023年11月，国家按照“统一标准、逐步到位”的思路，建立煤电容量电价机制，以科学体现煤电支撑调节容量价值，更好地支持煤电机组足额回收固定成本，有效激励电力系统长期可靠性资源投资。

新型电力系统构建

对电价改革提出新要求

电价机制改革有待持续深化

2024年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》提出，要加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。在此背景下，波动性、随机性、间歇性新能源发电将加快发展，对电力系统灵活调节能力提出更高要求，需配套推进灵活煤电、气电、储能、电网补强升级、需求侧响应等各环节灵活性资源建设，预计未来系统平衡调节成本将逐步上升、带动终端用能成本增长。对此，长期来看，需依靠重大颠覆性、原创性科技创新；近期来看，需着力推进体制机制改革特别是电价机制改革，有效破解能源“不可能三角”，实现更经济、更可持续的电力转型。

深化电价机制改革重点任务框架

国家能源局组织发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，电价机制等配套政策与体制机制，是构建新型电力系统的制度保障，是充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、推动有效市场和有为政府相结合的关键支撑；新型电力系统构建过程中，需注重发挥电价机制的关键引导作用。适应新型电力系统构建的电价改革是一项系统性工程，涉及电力系统各个环节；围绕政府定价和市场定价两条主线，按照“发现价格、促进转型、保障供应、健全市场”的改革目标，研究提出了未来一段时期电价机制改革重点任务框架（见图1）。

近期电价改革若干重点问题

及初步思考

电力规划和电价是电力行业链条的首尾两端。为适应电价机制改革面临的新形势、新要求，未来一段时期应加快构建电力规划与电价协同互动的良好格局。对于电价改革，应主动适应国家重大战略部署和规划任务，创新完善相适应的电价机制，更好地保障电力规划顺利落地；特别是当前电力市场体系有待进一步完善，应注重发挥电价改革“政府有形之手”的功能，通过理顺各方经济关系，发挥对新技术、新模式、新业态发展的支持和引导作用，助力新质生产力培育壮大。对于电力规划，应积极创新规划研究理论方法，注重发挥价格特别是市场价格信号对于电力规划的引导作用，统筹提升规划方案的国民经济性和市场经济性。

新能源电价机制。2021年我国全面实行新能源平价上网以来，新能源造价持续下降，2023年，风电、光伏造价分别降至5000元/千瓦、4000元/千瓦左右。由于新能源同时具备电能量价值和绿色环境价值，建议未来电价机制设计中应予以区分、分别进行补偿。其中，电能量价格注重促进新能源可靠替代。目前，部分新能源电站按照发电出力上网消纳、不具备调节能力，部分新能源电站通过多能互补或配置储能等手段，优化电站调度运行方式，可实现一定程度的可靠替代，减少了对系统调节资源的需求。对于具备不同可靠容量的新能源电站，上网电价应差异化反映其可调可控性能，逐步推动新能源全面参与市场，通过分时价格信号发现不同新能源真实系统价值。环境价值可通过绿电绿证交易等方式有效体现。通过激励约束措施激发全社会购买绿电的意愿，扩大绿电绿证应用场景和规模；可探索强化消纳责任权重刚性约束，将消纳责任权重分解至售电公司和电力用户，并推动可再生能源消费不纳入能源消费总量和强度控制政策落地落实。

储能价格形成机制。“十四五”以来，抽蓄行业加快发展建设步伐，以2022年为例，全国新核准抽蓄电站48座、总装机规模6889.6万千瓦，为历年来核准规模最大的一年，超过前50年的投产总规模。作为建设新型电力系统的重要支撑，新型储能发展也取得积极进展，且相比抽蓄具有与电力系统源-网-荷各环节深度融合优势，未来具备多元化发展应用场景，但截至目前，新型储能尚未形成成熟的商业模式。建议健全完善抽蓄、新型储能等储能价格形成机制，结合各类储能技术特性、功能定位等，加快构建多元化储能收益体系，加强与电力市场有效衔接，引导储能行业健康持续发展；特别是针对布局在关键电网节点、发挥系统性全局性调节保安功能的电网侧储能，可采取“区分类型、控制规模、适度支持、市场衔接”的方式，给予合理的容量电价支持（见图2）。

“沙戈荒”大型基地电价机制。作为重要的新增生产力布局，近期，国家稳步推进以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地建设。为促进大基地顺利建设和平稳运行，应完善相适应的上网电价机制。结合“沙戈荒”大基地“三位一体”的规划思路，以及多能互补综合利用和单一法人主体的优势，建议大基地推行综合上网电价，引导大基地对内实现多品类电源的协同优化，对外综合体现容量价值、电量价值、调节价值和绿色价值。此外，目前跨省跨区外送、送端电源电价多采用标杆电价或通过受端落地电价扣减输电价格倒推的形成方式，建议以“沙戈荒”外送基地起步，在现行单一电量电价制输电价格基础上，探索提升通道输电价格灵活性，采取两部制输电价格机制，合理确定容量电价比例，容量电费纳入送受端省份输配电价疏导，以提升“沙戈荒”大型基地跨省跨区送电市场竞争力。

核电上网电价机制。近年来，国家推动核电安全有序发展，2022年、2023年、2024年保持了每年新增核准10台、10台、11台核电机组的发展节奏；核电行业也加快技术发展革新，三代核电实现规模化、商业化应用，四代核电试点示范取得积极成效。现行“全国核电标杆电价与煤电基准价孰低”的核电价格机制出台于2013年，主要基于二代和二代改进型核电机组制定。考虑三代、四代先进核电机组与传统二代（改）核电机组在投资造价、运行维护等方面存在较大差异，加之电力市场加快发展，现行核电价格已经难以充分适应当前发展形势。建议统筹考虑不同代际核电技术差异和各地电力市场建设进程，加快完善统一的核电上网电价形成机制，加强与电力市场有效衔接，科学把握各类机组入市节奏、力度及方式，通过市场交易体现核电分时电力电量价值，促进核电机组合理承担系统调节责任，科学保障核电机组市场收益，更好地引导核电行业高质量发展。

发电侧容量补偿机制。目前，国家仅针对煤电建立了容量电价机制，补偿水平主要为每年100元/千瓦和165元/千瓦，但长期来看，建立煤电容电价机制可能引导电能量市场价格下行，不利于其他电源品类回收成本。随着电力市场加快建设发展，电力市场应有效发现电源的电能量价值、辅助服务价值和容量价值。建议适时建立健全覆盖发电侧各电源品类的、与电力市场有效衔接的容量电价机制或容量市场机制，通过市场化方式有效体现各类电源对系统的支撑调节容量价值，保障发电侧长期容量充裕性（见图3）。

市场化兜底供电价格机制。2021年以来，我国建立了以电网代理购电制度为核心的市场化兜底供电机制，由电网代理购电的工商业用户数约占全体用户数10%、用电量占比约20%，如进一步纳入通过代理购电制度实现用电价格稳定的居民农业用户，用户数占比超过99%、用电量占比接近50%，对落实煤电上网电价改革、满足中小微用户用电需求等发挥了积极重要的作用。但各地电网代理购电制度在实际执行中仍有待进一步规范和完善，建议持续加强全国电网代理购电制度运行监测评估预警，在全面分析各地问题挑战和经验做法的基础上，制定出台电网代理购电实施细则，不断提升制度运行的规范化、科学化水平，促进电力市场加快建设发展。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年1期，程晨璐、王建、凡鹏飞供职于电力规划设计总院