习近平总书记在中央财经委第九次会议上，提出构建新型电力系统。建立科学合理的电价机制，是促进新型电力系统建设、实现新能源对传统能源安全可靠替代的关键手段。中电联组织完成了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出了相关政策建议，供政府有关部门和电力企业参考。

　　一、电价政策现状及执行情况

　　（一）政策现状

　　伴随我国电力从短缺到平衡的过程，电价制度也经历了从计划到市场的变革，2015年新一轮电力体制改革以来，发用电计划逐步放开，输配电价透明合理，上网电价和销售电价逐步向市场过渡，电价改革在电力改革和发展过程中发挥了关键作用。

　　“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，推动各类市场主体共同为系统安全稳定运行做出贡献。

　　上网电价方面，我国执行的是计划与市场并行的“双轨制”。

　　近年来，市场交易电量规模快速增长，2022年1～9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%，2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动20%”机制形成价格；新能源于2021年实行了平价上网，并部分参与了市场交易。

　　输配电价方面，输配电价改革制度先行、有序推进、成效明显，国家针对省级电网、区域电网、专项输电工程输配电陆续出台了专项核价办法，依法依规开展成本监审工作，并定期公布核价结果。

　　（二）政策执行情况

　　关于煤电：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～9月全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时，平均交易价格为0.4497元/千瓦时。

　　关于新能源：新能源于2021年开始实行平价上网，并且政策提出2030年新能源要全面参与电力市场。当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算价格普遍较低。

　　为促进新能源发展、体现绿色价值，我国开展了绿证、绿电交易，但总体规模较小。绿电交易去年启动，今年累计结算136亿千瓦时。绿证交易2017年启动，累计核发5100万个，认购量448万个。

　　二、当前电价机制存在的主要问题

　　（一）煤电价格形成机制矛盾突出

　　电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。煤电基准价和浮动机制各有作用。煤电基准价是反映全社会平均煤电发电成本的上网基准价格，应随成本变化及时调整；浮动机制反映的是供需变化、市场竞争导致价格波动。国家文件也曾明确提出“根据市场发展适时对基准价和浮动机制进行调整”。

　　当前，确定煤电基准价时的边界条件已发生明显变化。煤电基准价于2019年确定，测算对应的是秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨，2022年以来，电煤价格持续在800元/吨以上。2022年1～9月，发电集团到厂电煤价格（折合5500大卡）865元/吨左右，度电成本约0.48元/千瓦时，全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。

　　市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。