国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）获悉，11月8日，中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》。

中电联认为，电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

中电联建议，第一，建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型；第二，建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置；第三，建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设；第四，更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处。

全文如下：

在11月8日召开的中国电力企业联合会2022年年会上，中电联发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》《新能源参与电力市场相关问题研究报告》《发电企业在全国碳市场运行情况调研报告》《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》《新能源配储能运行情况调研报告》等7项行业重大问题调研报告。

《适应新型电力系统的电价机制研究报告》

《适应新型电力系统的电价机制研究报告》指出，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。政策方面，我国上网电价执行计划与市场并行的“双轨制”，输配电价改革制度先行、有序推进。政策执行方面，煤电价格由市场交易形成，新能源于2021年开始实行平价上网，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。

报告认为，当前电价机制存在如下主要问题：一是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，市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制；二是新能源的绿色价值难以体现，目前的可再生能源消纳责任考核制度没有体现个体消纳绿色电力的责任，不符合新能源出力特性；三是输配电价定价机制有待完善，省级电网输配电价机制“约束有余、激励不足”，专项输电工程定价机制不完善；四是系统调节成本难以有效疏导。

中电联认为，电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

中电联建议，第一，建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型；第二，建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置；第三，建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设；第四，更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处。

《新能源参与电力市场相关问题研究报告》

《新能源参与电力市场相关问题研究报告》指出，从市场类型来看，新能源参与的市场主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态；从是否参与市场交易角度看，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源；从参与市场的程度来看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源市场化上网电量比例在15%—65%不等；从市场范围和市场形态来看，新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。

新能源参与市场面临如下问题和挑战：一是新能源绿色价值没有充分体现，不利于能源绿色转型；二是新能源参与市场电价水平偏低，不利于行业健康可持续发展；三是灵活性调节价值没有合理传导，不利于系统安全运行。

中电联对国外常用的可再生能源激励模式进行了分析比较，充分借鉴国外经验和教训，提出相关建议：一是完善体现新能源绿色价值的政策体系，在过渡期采用“市场交易+溢价补贴”模式，尽快建立“强制配额制+绿证交易”制度，同步探索“电-证-碳”机制衔接；二是建立适应新能源特性的市场机制，优化新能源市场交易和合约调整机制，建立政府授权的中长期差价合约机制，完善新能源参与跨省跨区交易机制，建立集中式新能源联营参与市场的机制；三是建立支撑新能源发展的引导机制和手段，发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力，改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。

《发电企业在全国碳市场运行情况调研报告》

建设全国碳市场和利用市场机制控制温室气体排放，是贯彻党中央国务院决策部署、推动绿色低碳发展的重大制度创新实践。经过一年多的运行，总体来看，全国碳市场基本框架初步建立，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力水平得到有效提高，促进企业减排二氧化碳和加快绿色低碳转型的作用初步显现。截至2022年10月28日，全国碳市场累计成交量1.96亿吨、累计成交金额86.0亿元，其中，第一个履约期成交量1.79亿吨、成交额76.6亿元。

《发电企业在全国碳市场运行情况调研报告》指出，全国碳市场运行存在如下问题：一是配额分配机制方面，配额分配过紧给火电企业带来更大经营压力，基准线的收紧尺度和更新时间尚不明确，基准线设置正向激励作用不足，碳市场覆盖范围相对单一；二是监测、报告与核查机制方面，基于碳实测的核算法难以应对我国燃煤电厂煤质不稳定的客观情况，碳核算指南没有发挥提高碳数据准确性的目的，核查环节未充分发挥应有作用，企业数据质量管理有待加强；三是交易和履约机制方面，配额缺口上限标准未发挥作用，仲裁机制缺失；四是CCER抵销机制方面，机制的走向尚不明确，影响企业交易决策。

报告建议，政策机制层面，尽快出台《碳排放权交易管理暂行条例》，尽快扩大全国碳市场覆盖范围，建立配额分配长效机制，优化监测、报告与核查制度，进一步协调完善市场机制；企业层面，高度重视碳市场对企业的转型促进作用，做好碳资产管理，持续开展能力建设；行业协会层面，推动建立行业碳排放数据质量管理自律体系，加强企业数据质量监督和人才培养，探讨依托行业协会设立碳交易仲裁机构。

《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》

十八大以来，党中央高度重视黄河流域生态保护和高质量发展，将黄河流域生态保护和高质量发展提升为重大国家战略。根据中电联统计，截至2021年年底，流域内主要电力企业发电装机容量约1.8亿千瓦，其中火电1.4亿千瓦，占比最高，约77.7%；水电1471.9万千瓦，占比8.1%；风电1704.2万千瓦，占比9.4%；太阳能发电867万千瓦，占比4.3%。流域电源结构偏“火”特征明显。

《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》指出，电力企业对黄河流域生态环境保护反映较为集中的问题主要体现在以下六个方面：一是黄河流域生态环境脆弱和特殊性气候特点增加了电力项目生态环境治理难度；二是黄河流域生态保护红线划定、调整、监管和执法的科学性合理性方面还存在一些问题；三是流域内部分火电企业还存在废水治理水平偏低，不满足废水排放要求，以及企业取用中水水质差、配套设施滞后的问题；四是中上游火电厂大宗固体废弃物综合利用存在困难，固废大量贮存对灰场库容产生压力；五是流域大型水电站的系统调节、降碳等综合价值未充分体现，部分水电站还面临汛期浮渣问题，对安全运行产生风险；六是流域内新能源项目更新、退出机制有待健全，退出报废产生的废旧组件、危险废物回收处置产业尚不完备。

针对以上问题，中电联提出促进流域电力企业生态环保的六点政策建议：一是因地制宜制定政策，加强电力项目生态治理；二是科学管理生态保护红线；三是加快中水设施建设，统筹节水与废水治理；四是保障固废品质，促进综合利用；五是制定政策机制，体现水电综合价值；六是健全政策机制，促进新能源快速发展。

《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》

《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》显示，当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。电力系统新能源占比不断提高，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策机制，整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。当前，我国电源侧灵活调节能力持续提升，截至2021年底，全国灵活调节电源装机占比约17%；电网跨省跨区输电通道建设加快，截至2021年底，我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上，已建成“十五交十八直”33项特高压工程；电力需求侧管理作用彰显，响应能力不断提高；新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。2021年，全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%，比“十三五”初期下降13个百分点。

经调研，目前存在问题有，系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要；新能源配储能政策存在诸多问题；辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理；成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。

中电联认为，电源侧、电网侧、负荷侧、新型储能、政策机制都是提升系统调节能力的有效路径。为此提出建议，一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设；二是完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本；三是持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力；四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系；五是加强技术攻关，保障电力供应安全。

《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》

能源安全是关系我国经济社会发展的全局性、战略性问题。2021年，我国部分地区出现了缺煤、限电等能源供应问题，尤其四季度以来，能源保供面临严峻挑战。党中央、国务院高度重视，采取系列政策措施确保了采暖季及重要活动期间电力、热力供应安全。

经课题组调研分析，2021年用电紧张主要有以下5方面的原因：一是在宏观经济、气温因素等拉动下，用电量快速增长；二是水电等清洁能源发电出力减少；三是电煤和天然气等一次能源供应偏紧，火电机组有效出力受阻；四是多重因素叠加，部分省份跨省区电量调入减少；五是地方政府基于能耗双控的限电措施,一定程度上“烘托”了用电紧张气氛。

此外，煤炭有效供给量不足、煤矿生产缺乏弹性、区域性和时段性供需结构不平衡、煤炭产运用储存能力不足、中长期合同机制作用减弱导致了2021年电煤紧缺。

中电联预测电煤和电力供应面临的问题和挑战有：一是煤矿产能释放不及需求增长速度；二是高耗量阶段铁路运力无法满足全部需求；三是进口煤减少和不确定性增加需国内资源支撑；四是安全、土地等政策对产量的影响；五是煤电企业大面积严重亏损影响保供能力，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。2022年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。

对此，中电联建议，一是加强能源安全产业链统筹，二是提升煤炭有效供应能力，三是增强煤炭生产供应弹性，四是强化中长期合同机制，五是加强形势监测和预测预警。

《新能源配储能运行情况调研报告》

截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。

《新能源配储能运行情况调研报告》表明，从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主；从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况；从储能等效利用系数看，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域；从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500—3000元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。

新能源配储能存在的主要问题：一是新能源配储能利用率低；二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证；三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道；四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善；五是新型储能安全管理仍需加强；六是新型储能运维难度大。

中电联建议，一是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平，因地制宜配置储能规模和型式；二是加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平；三是完善市场机制，促进储能产业发展，健全新型储能电站参与电力市场规则。

来源：中电联