中國儲能網(wǎng)訊：電價改革是推動電力市場化改革和維持宏觀經(jīng)濟平穩(wěn)運行的關鍵因素[1]。以新能源占比不斷提升為特征的新型電力系統(tǒng)建設將帶來“源網(wǎng)荷儲”各環(huán)節(jié)成本上漲，這些新增成本需要通過電價改革進行有效疏導。
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中國電價改革現(xiàn)狀及未來方向
1.1 電價改革現(xiàn)狀
中國電價改革在多個目標中調(diào)整錨點和尋找平衡，不僅關注如何引入競爭、提升效率和優(yōu)化資源配置，也關注如何在保障電力安全穩(wěn)定供應的前提下進一步提高新能源滲透率。從電價環(huán)節(jié)來說，發(fā)電環(huán)節(jié)主要針對不同電源的差異化上網(wǎng)電價，售電環(huán)節(jié)主要針對不同用電類型的差異化銷售電價，輸配電環(huán)節(jié)主要針對電網(wǎng)公司的輸配電價。電價等式為：銷售電價=上網(wǎng)電價+輸配電價+系統(tǒng)運行費用+線損費用+政府性基金及附加。
1.2 電價改革未來方向
隨著電力市場化改革的深入推進，電價形成機制將涉及從電能量價格、輸配電價、系統(tǒng)運行費用到市場主體及交易類型的多重維度[1]。未來的電價改革需要綜合考慮供電穩(wěn)定性與可靠性、市場化機制公平性與合理性，尤其要考慮社會經(jīng)濟承受能力。
02
低碳保供下電價形成及成本疏導面臨的問題
2.1 煤電價格形成機制尚需優(yōu)化
電煤價格動態(tài)變化下，煤電的基準價格未能及時更新，導致市場定價無法精確體現(xiàn)煤電的實際生產(chǎn)成本。當前的煤電市場化電價制度在成本疏導和利益平衡方面也存在不足，特別是在新型電力系統(tǒng)建設背景下，新舊發(fā)電主體間的利益關系需要更加明確的規(guī)定和系統(tǒng)性安排[2]。
2.2 新能源入市配套措施有待完善
隨著新能源持續(xù)快速發(fā)展，新能源消納壓力不斷增大，適應新能源出力波動性和預測難度大特性的市場機制尚需完善，需要統(tǒng)籌設計適應新能源特性的市場體系和交易機制，支撐高比例新能源參與市場。
2025年1月，國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)通知，提出風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電量全面進入電力市場，并提出采用類似政府授權差價合約（CFD）的新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，為新能源發(fā)展提供一定的保障，但實際推進仍需更加細化的落地措施支撐。新能源無差別全面市場化可能進一步加劇零電價或負電價問題。若機制電量規(guī)模設置過小，市場電價收益難以支撐新能源企業(yè)的生存發(fā)展，進而影響行業(yè)發(fā)展信心；若機制電量規(guī)模設置過大，市場價格又難以反映供需關系下新能源的真實價值、發(fā)揮經(jīng)濟性消納的作用。如何因地制宜地設置新能源機制電量的規(guī)模與價格，對新能源投資布局、火電等其他電源和用戶側的發(fā)展都將產(chǎn)生深遠的影響，且機制電量保障作為一項過渡政策，電量規(guī)模、機制電價等如何退坡也有待進一步明確。
此外，新能源全面入市后，除了電能量市場，如何參與輔助服務等其他市場、確保綠色價值收益也尤為重要。后續(xù)，要通過構建完整的新能源市場化體系，引導新能源企業(yè)優(yōu)化投資布局，提升自主支撐能力，保障新能源的可持續(xù)發(fā)展。
2.3 輸配電定價機制存在的問題
現(xiàn)行輸配電價體系未能充分體現(xiàn)位置和時間差異，制約了新能源合理布局和電網(wǎng)資源利用效率。時間尺度上，輸配電價對峰谷引導不足，無法動態(tài)匹配發(fā)用供需關系和反映輸配電網(wǎng)絡分時容量充裕度?？臻g尺度上，省級電網(wǎng)按電壓等級執(zhí)行相對統(tǒng)一的輸配電價，未能很好地體現(xiàn)不同位置輸配電資源的使用情況[5]。對于跨省跨區(qū)輸電而言，目前采用的單一電量電價機制已難以適應高比例可再生能源跨省跨區(qū)專項輸電需求。此外，我國輸配電價體系存在一定的交叉補貼問題，高電壓用戶對低電壓用戶的補貼扭曲了實際供需關系。
2.4 系統(tǒng)成本認定與疏導存在的問題
目前，輔助服務成本主要由發(fā)電側承擔，而受益方包括電力系統(tǒng)多個環(huán)節(jié)的主體，成本分攤機制有待完善。輔助服務的定價與交易機制不足，市場交易品種較少、規(guī)模較小，難以全面體現(xiàn)其價值。此外，輔助服務地區(qū)定價規(guī)則不一致，部分地區(qū)價格偏高，影響市場公平性與效率。為疏導系統(tǒng)成本，需在全國范圍內(nèi)統(tǒng)一價格機制，擴充交易品種，擴大市場規(guī)模[3]。
容量成本主要補償發(fā)電企業(yè)固定成本，對煤電尤為重要。現(xiàn)行煤電容量電價機制沒有完全覆蓋煤電機組，針對不同機組類型和不同省區(qū)的差異化價格機制有待建立完善；省際交易缺乏明確的容量補償標準，存在交易糾紛風險；新型儲能容量電價機制有待建立完善。
推動新型儲能、虛擬電廠等新型主體發(fā)揮價值是應對新能源波動性的重要手段，但價格形成與成本疏導機制尚未成熟?；饍β?lián)合調(diào)頻盈利困難，市場競爭激烈，儲能服務費資金池被迅速攤??；用戶側儲能發(fā)展存在峰谷價差較小、政策執(zhí)行不穩(wěn)定、成本回收較難的問題；源側及網(wǎng)側獨立儲能收益依賴容量租賃，模式不可持續(xù) [4]；虛擬電廠收益模式單一，直接參與輔助服務的渠道和空間有限，傳統(tǒng)的需求響應模式較大程度上依賴響應次數(shù)和地方政府補貼資金。
2.5 用戶側參與市場存在的問題
負荷資源市場價值尚未充分體現(xiàn)，主要通過激勵型需求響應參與市場，但受交易品種單一、資金分攤機制不完善、價格傳導不暢等問題制約。需優(yōu)化價格與交易機制，推動負荷資源常態(tài)化參與市場。多元用戶側資源協(xié)同機制有待完善，統(tǒng)籌發(fā)揮不同類型資源優(yōu)勢，明確各方職責，探索創(chuàng)新協(xié)同機制，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。
03
完善新型電力系統(tǒng)電價形成和成本疏導機制的政策建議
3.1 完善上網(wǎng)電價形成機制
火電方面，應合理調(diào)整基準價和浮動范圍，在確保電力企業(yè)合理收益的同時促進市場競爭，平衡市場與政府作用。放寬中長期交易價格限制，增強價格彈性，同時基于火電功能定位的轉變，優(yōu)化輔助服務、容量補償?shù)葍r格機制，細化補償標準，區(qū)分基礎保障、調(diào)峰調(diào)頻和極端備用等不同功能，構建差異化補償體系，并明確支付標準和資金來源。
新能源方面，應持續(xù)優(yōu)化新能源市場化機制，縮短交易周期，提高交易頻率，更好適應新能源出力波動性、間歇性的特點，妥善安排機制電量電價規(guī)模和退坡進程。同時，要充分挖掘新能源電力的綠色價值，逐步替代機制電量電價的保障收益，有效疏導新能源企業(yè)成本。同時，碳市場較高的價格會一定程度上增強新能源電力的市場競爭力，促使用電企業(yè)增加新能源采購，實現(xiàn)用能低碳化和經(jīng)濟性。
其他靈活調(diào)節(jié)資源方面，優(yōu)化各類輔助服務、容量電價形成機制，充分調(diào)動可調(diào)節(jié)資源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)積極性。對于儲能、虛擬電廠等新型主體，加快研究探索與其特性相適應的輔助服務、容量價值評估體系，規(guī)范準入標準和細分市場品種，引導新型資源發(fā)揮調(diào)節(jié)價值。逐步推動輔助服務、容量補償機制向多元化資源根據(jù)自身價值參與市場競爭過渡，即價格基于對系統(tǒng)安全運行的貢獻程度或有效容量評估的基礎上，通過市場競爭形成。
3.2 制定科學的輸配電定價機制
協(xié)同電力市場建設，優(yōu)化輸配電價結構，反映輸配電網(wǎng)的時間、空間價值。強化峰谷負荷責任，給予輸配電價時間維度上的引導信號，緩解電網(wǎng)高峰壓力和提高電網(wǎng)利用率。優(yōu)化輸配電價分區(qū)定價機制，合理引導電源、負荷的投資布局。研究探索將一些提升電網(wǎng)傳輸能力、靈活性的新型技術成本納入輸配電價回收范圍，如在一些關鍵變電站提供容量支撐作用或在關鍵聯(lián)絡線應對擾動的電網(wǎng)替代型儲能技術的應用，在經(jīng)過必要性充分論證后考慮將成本納入輸配電價回收。
針對高比例可再生能源的跨省跨區(qū)輸電通道，應公平考慮清潔能源特點，完善電網(wǎng)成本定價與監(jiān)審制度，從單一電量電價制向容量與電量并行機制轉型，建立價格調(diào)整與消納能力協(xié)同機制。此外，在輸配電價合理核算的基礎上，細化用戶類型，通過階梯電價、分時電價和其他市場化手段引導差異化與合理化定價，逐步解決電價交叉補貼問題。
3.3 持續(xù)優(yōu)化成本疏導機制
以“誰受益、誰承擔”原則推動電力系統(tǒng)中各類主體合理承擔生產(chǎn)成本和系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，重點明確不同市場品種對應的成本疏導主體與方式。
通過完善電能量市場疏導電能生產(chǎn)成本，成本分攤方主要為用戶。例如，火電燃料價格和碳價波動帶來的成本變化可通過在電能量市場報量報價傳導到用戶側；新能源綠色價值也可以通過向用戶強制分配可再生能源配額，倒逼用戶采購綠電綠證分擔綠色溢價。
通過輔助服務市場疏導系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，成本分攤方包括發(fā)電企業(yè)和用戶側各類主體，分攤方法由簡單的發(fā)用側按固定比例分攤，轉向基于各類主體對系統(tǒng)的擾動程度分攤成本的模式，如按照市場成員偏離事先承諾的功率曲線等對系統(tǒng)帶來的影響收費，鼓勵市場成員主動實現(xiàn)自平衡。
通過容量補償機制或容量市場疏導長期發(fā)電容量成本，成本疏導方主要為用戶。在有效容量價值認定的基礎上，容量成本補償或容量市場拍賣所產(chǎn)生的費用，由市場化用戶按用電量或容量需求等原則分攤。
3.4 用戶側有序參與市場
探索差異化市場策略，工業(yè)用戶直接參與批發(fā)市場，商業(yè)用戶通過售電公司代理和聚合模式參與，數(shù)據(jù)中心、充電樁等新興負荷主體發(fā)揮靈活性價值，居民用戶逐步引導參與零售市場。
統(tǒng)籌安全與發(fā)展，基于系統(tǒng)需求和負荷資源價值匹配，探索多元市場管理模式。加強電力市場數(shù)字化建設，降低參與門檻，促進需求側響應和分布式資源整合。
3.5 更好地發(fā)揮政府作用
確保市場在資源配置中的決定性作用，優(yōu)化交易和電價機制，強化跨省區(qū)電力交易監(jiān)管。深化各類電力市場監(jiān)管，引導制定完善監(jiān)管措施。強化燃料成本監(jiān)測。充分利用宏觀政策拉動作用，推動政策創(chuàng)新和市場機制創(chuàng)新，促進新型電力系統(tǒng)建設。
