中國儲能網(wǎng)訊：作為電力市場化改革的核心內容之一，近年來，我國電價機制改革向整體和縱深推進，取得一系列積極成效。在國家推動構建新型電力系統(tǒng)的背景下，電價機制改革面臨新形勢、新要求。本文圍繞未來一段時期適應新型電力系統(tǒng)構建的電價機制改革重點問題開展研究，并形成對改革方向和思路的初步思考。
電價改革取得積極成效
進一步完善抽水蓄能價格形成機制。2021年4月，國家進一步完善抽水蓄能價格形成機制，配套制定抽水蓄能容量電價核定辦法，明確以競爭性方式形成抽水蓄能電量電價，并將容量電費隨輸配電價回收，打通了抽蓄成本疏導途徑，給廣大經(jīng)營主體吃下了“定心丸”，為抽水蓄能行業(yè)加快發(fā)展注入強勁動力。
進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革。在煤炭價格異常上漲的背景下，2021年10月，國家進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革，有序放開作為上網(wǎng)側“定價之錨”的全部煤電電量上網(wǎng)電價，將煤電市場交易價格浮動范圍由原來的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，同步推動全體工商業(yè)用戶進入市場，真正構建起“能漲能跌”的市場化電價機制，“放開兩頭”實現(xiàn)質的突破。
配套全面建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度。為保障進一步深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)實施、落地見效，2021年10月，國家同步指導各地全面建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度，為難以直接參與電力市場或入市后面臨較大不確定市場風險的部分用戶（主要為中小微工商業(yè)用戶）提供了緩沖，以市場化手段保障其用電需求，實現(xiàn)其用電價格隨市場供需、燃料成本等變化按月波動。
深化第三監(jiān)管周期輸配電價改革。2023年5月，國家圓滿完成第三監(jiān)管周期輸配電價改革，取得六大創(chuàng)新突破，包括分電壓等級不分用戶核定輸配電價、分電壓等級核定容（需）量電價、創(chuàng)新建立負荷率激勵約束機制、抽水蓄能容量電價在輸配電價外單列、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損單獨計算等。特別是首次直接按照“準許成本+合理收益”核定電網(wǎng)輸配電價，在推動電網(wǎng)聚焦主責主業(yè)、實現(xiàn)經(jīng)營模式由傳統(tǒng)購銷價差模式向收取輸配電費模式轉變方面，邁出了關鍵一步。
創(chuàng)新建立煤電容量電價機制。隨著煤電加快向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，利用小時數(shù)總體呈下降趨勢，現(xiàn)行單一電量電價制難以保障煤電回收全部固定成本，不利于煤電行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展和保障電力安全可靠供應。2023年11月，國家按照“統(tǒng)一標準、逐步到位”的思路，建立煤電容量電價機制，以科學體現(xiàn)煤電支撐調節(jié)容量價值，更好地支持煤電機組足額回收固定成本，有效激勵電力系統(tǒng)長期可靠性資源投資。
新型電力系統(tǒng)構建對電價改革提出新要求
電價機制改革有待持續(xù)深化
2024年7月11日，中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過的《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統(tǒng)的意見》提出，要加快構建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)。在此背景下，波動性、隨機性、間歇性新能源發(fā)電將加快發(fā)展，對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求，需配套推進靈活煤電、氣電、儲能、電網(wǎng)補強升級、需求側響應等各環(huán)節(jié)靈活性資源建設，預計未來系統(tǒng)平衡調節(jié)成本將逐步上升、帶動終端用能成本增長。對此，長期來看，需依靠重大顛覆性、原創(chuàng)性科技創(chuàng)新；近期來看，需著力推進體制機制改革特別是電價機制改革，有效破解能源“不可能三角”，實現(xiàn)更經(jīng)濟、更可持續(xù)的電力轉型。
深化電價機制改革重點任務框架
國家能源局組織發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》提出，電價機制等配套政策與體制機制，是構建新型電力系統(tǒng)的制度保障，是充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用、推動有效市場和有為政府相結合的關鍵支撐；新型電力系統(tǒng)構建過程中，需注重發(fā)揮電價機制的關鍵引導作用。適應新型電力系統(tǒng)構建的電價改革是一項系統(tǒng)性工程，涉及電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)；圍繞政府定價和市場定價兩條主線，按照“發(fā)現(xiàn)價格、促進轉型、保障供應、健全市場”的改革目標，研究提出了未來一段時期電價機制改革重點任務框架（見圖1）。
近期電價改革若干重點問題及初步思考
電力規(guī)劃和電價是電力行業(yè)鏈條的首尾兩端。為適應電價機制改革面臨的新形勢、新要求，未來一段時期應加快構建電力規(guī)劃與電價協(xié)同互動的良好格局。對于電價改革，應主動適應國家重大戰(zhàn)略部署和規(guī)劃任務，創(chuàng)新完善相適應的電價機制，更好地保障電力規(guī)劃順利落地；特別是當前電力市場體系有待進一步完善，應注重發(fā)揮電價改革“政府有形之手”的功能，通過理順各方經(jīng)濟關系，發(fā)揮對新技術、新模式、新業(yè)態(tài)發(fā)展的支持和引導作用，助力新質生產(chǎn)力培育壯大。對于電力規(guī)劃，應積極創(chuàng)新規(guī)劃研究理論方法，注重發(fā)揮價格特別是市場價格信號對于電力規(guī)劃的引導作用，統(tǒng)籌提升規(guī)劃方案的國民經(jīng)濟性和市場經(jīng)濟性。
新能源電價機制。2021年我國全面實行新能源平價上網(wǎng)以來，新能源造價持續(xù)下降，2023年，風電、光伏造價分別降至5000元/千瓦、4000元/千瓦左右。由于新能源同時具備電能量價值和綠色環(huán)境價值，建議未來電價機制設計中應予以區(qū)分、分別進行補償。其中，電能量價格注重促進新能源可靠替代。目前，部分新能源電站按照發(fā)電出力上網(wǎng)消納、不具備調節(jié)能力，部分新能源電站通過多能互補或配置儲能等手段，優(yōu)化電站調度運行方式，可實現(xiàn)一定程度的可靠替代，減少了對系統(tǒng)調節(jié)資源的需求。對于具備不同可靠容量的新能源電站，上網(wǎng)電價應差異化反映其可調可控性能，逐步推動新能源全面參與市場，通過分時價格信號發(fā)現(xiàn)不同新能源真實系統(tǒng)價值。環(huán)境價值可通過綠電綠證交易等方式有效體現(xiàn)。通過激勵約束措施激發(fā)全社會購買綠電的意愿，擴大綠電綠證應用場景和規(guī)模；可探索強化消納責任權重剛性約束，將消納責任權重分解至售電公司和電力用戶，并推動可再生能源消費不納入能源消費總量和強度控制政策落地落實。
儲能價格形成機制?！笆奈濉币詠恚樾钚袠I(yè)加快發(fā)展建設步伐，以2022年為例，全國新核準抽蓄電站48座、總裝機規(guī)模6889.6萬千瓦，為歷年來核準規(guī)模最大的一年，超過前50年的投產(chǎn)總規(guī)模。作為建設新型電力系統(tǒng)的重要支撐，新型儲能發(fā)展也取得積極進展，且相比抽蓄具有與電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-荷各環(huán)節(jié)深度融合優(yōu)勢，未來具備多元化發(fā)展應用場景，但截至目前，新型儲能尚未形成成熟的商業(yè)模式。建議健全完善抽蓄、新型儲能等儲能價格形成機制，結合各類儲能技術特性、功能定位等，加快構建多元化儲能收益體系，加強與電力市場有效銜接，引導儲能行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展；特別是針對布局在關鍵電網(wǎng)節(jié)點、發(fā)揮系統(tǒng)性全局性調節(jié)保安功能的電網(wǎng)側儲能，可采取“區(qū)分類型、控制規(guī)模、適度支持、市場銜接”的方式，給予合理的容量電價支持（見圖2）。
“沙戈荒”大型基地電價機制。作為重要的新增生產(chǎn)力布局，近期，國家穩(wěn)步推進以沙漠、戈壁、荒漠等地區(qū)為重點的大型風電光伏基地建設。為促進大基地順利建設和平穩(wěn)運行，應完善相適應的上網(wǎng)電價機制。結合“沙戈荒”大基地“三位一體”的規(guī)劃思路，以及多能互補綜合利用和單一法人主體的優(yōu)勢，建議大基地推行綜合上網(wǎng)電價，引導大基地對內實現(xiàn)多品類電源的協(xié)同優(yōu)化，對外綜合體現(xiàn)容量價值、電量價值、調節(jié)價值和綠色價值。此外，目前跨省跨區(qū)外送、送端電源電價多采用標桿電價或通過受端落地電價扣減輸電價格倒推的形成方式，建議以“沙戈荒”外送基地起步，在現(xiàn)行單一電量電價制輸電價格基礎上，探索提升通道輸電價格靈活性，采取兩部制輸電價格機制，合理確定容量電價比例，容量電費納入送受端省份輸配電價疏導，以提升“沙戈荒”大型基地跨省跨區(qū)送電市場競爭力。
核電上網(wǎng)電價機制。近年來，國家推動核電安全有序發(fā)展，2022年、2023年、2024年保持了每年新增核準10臺、10臺、11臺核電機組的發(fā)展節(jié)奏；核電行業(yè)也加快技術發(fā)展革新，三代核電實現(xiàn)規(guī)?；⑸虡I(yè)化應用，四代核電試點示范取得積極成效?，F(xiàn)行“全國核電標桿電價與煤電基準價孰低”的核電價格機制出臺于2013年，主要基于二代和二代改進型核電機組制定。考慮三代、四代先進核電機組與傳統(tǒng)二代（改）核電機組在投資造價、運行維護等方面存在較大差異，加之電力市場加快發(fā)展，現(xiàn)行核電價格已經(jīng)難以充分適應當前發(fā)展形勢。建議統(tǒng)籌考慮不同代際核電技術差異和各地電力市場建設進程，加快完善統(tǒng)一的核電上網(wǎng)電價形成機制，加強與電力市場有效銜接，科學把握各類機組入市節(jié)奏、力度及方式，通過市場交易體現(xiàn)核電分時電力電量價值，促進核電機組合理承擔系統(tǒng)調節(jié)責任，科學保障核電機組市場收益，更好地引導核電行業(yè)高質量發(fā)展。
發(fā)電側容量補償機制。目前，國家僅針對煤電建立了容量電價機制，補償水平主要為每年100元/千瓦和165元/千瓦，但長期來看，建立煤電容電價機制可能引導電能量市場價格下行，不利于其他電源品類回收成本。隨著電力市場加快建設發(fā)展，電力市場應有效發(fā)現(xiàn)電源的電能量價值、輔助服務價值和容量價值。建議適時建立健全覆蓋發(fā)電側各電源品類的、與電力市場有效銜接的容量電價機制或容量市場機制，通過市場化方式有效體現(xiàn)各類電源對系統(tǒng)的支撐調節(jié)容量價值，保障發(fā)電側長期容量充裕性（見圖3）。
市場化兜底供電價格機制。2021年以來，我國建立了以電網(wǎng)代理購電制度為核心的市場化兜底供電機制，由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶數(shù)約占全體用戶數(shù)10%、用電量占比約20%，如進一步納入通過代理購電制度實現(xiàn)用電價格穩(wěn)定的居民農業(yè)用戶，用戶數(shù)占比超過99%、用電量占比接近50%，對落實煤電上網(wǎng)電價改革、滿足中小微用戶用電需求等發(fā)揮了積極重要的作用。但各地電網(wǎng)代理購電制度在實際執(zhí)行中仍有待進一步規(guī)范和完善，建議持續(xù)加強全國電網(wǎng)代理購電制度運行監(jiān)測評估預警，在全面分析各地問題挑戰(zhàn)和經(jīng)驗做法的基礎上，制定出臺電網(wǎng)代理購電實施細則，不斷提升制度運行的規(guī)范化、科學化水平，促進電力市場加快建設發(fā)展。
