11月8日，中電聯(lián)發(fā)布《適應新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》。

中電聯(lián)認為，電價的合理構成應包括六個部分，即電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環(huán)境價格+輸配電價格+政府性基金和附加，有序?qū)⑷珖骄弘娀鶞蕛r調(diào)整到0.4335元/千瓦時的水平。

中電聯(lián)建議，第一，建立更多維度的上網(wǎng)電價形成機制，促進安全保供和綠色轉型;第二，建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置;第三，建立更為有效的系統(tǒng)成本疏導機制，支撐新型電力系統(tǒng)建設;第四，更好發(fā)揮政府監(jiān)督管理作用，保障各項政策落到實處。

全文如下：

在11月8日召開的中國電力企業(yè)聯(lián)合會2022年年會上，中電聯(lián)發(fā)布了《適應新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》《新能源參與電力市場相關問題研究報告》《發(fā)電企業(yè)在全國碳市場運行情況調(diào)研報告》《黃河流域電力企業(yè)生態(tài)環(huán)保成效及問題調(diào)研報告》《新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升及政策研究報告》《2021年電煤與電力供應緊張原因分析調(diào)研報告》《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》等7項行業(yè)重大問題調(diào)研報告。

《適應新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》

《適應新型電力系統(tǒng)的電價機制研究報告》指出，建立科學合理的電價機制，是促進新型電力系統(tǒng)建設、實現(xiàn)新能源對傳統(tǒng)能源安全可靠替代的關鍵手段。政策方面，我國上網(wǎng)電價執(zhí)行計劃與市場并行的“雙軌制”，輸配電價改革制度先行、有序推進。政策執(zhí)行方面，煤電價格由市場交易形成，新能源于2021年開始實行平價上網(wǎng)，綠電交易去年啟動，今年累計結算136億千瓦時。綠證交易2017年啟動，累計核發(fā)5100萬個，認購量448萬個。

報告認為，當前電價機制存在如下主要問題：一是煤電價格形成機制矛盾突出，電煤價格長期高企，煤電基準價沒有隨之調(diào)整，上網(wǎng)電價水平難以反映煤電生產(chǎn)的真實成本，市場建設過程中缺乏對于煤電容量的補償機制;二是新能源的綠色價值難以體現(xiàn)，目前的可再生能源消納責任考核制度沒有體現(xiàn)個體消納綠色電力的責任，不符合新能源出力特性;三是輸配電價定價機制有待完善，省級電網(wǎng)輸配電價機制“約束有余、激勵不足”，專項輸電工程定價機制不完善;四是系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本難以有效疏導。

中電聯(lián)認為，電價的合理構成應包括六個部分，即電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環(huán)境價格+輸配電價格+政府性基金和附加，有序?qū)⑷珖骄弘娀鶞蕛r調(diào)整到0.4335元/千瓦時的水平。

中電聯(lián)建議，第一，建立更多維度的上網(wǎng)電價形成機制，促進安全保供和綠色轉型;第二，建立更加科學的輸配電定價機制，促進全國資源配置;第三，建立更為有效的系統(tǒng)成本疏導機制，支撐新型電力系統(tǒng)建設;第四，更好發(fā)揮政府監(jiān)督管理作用，保障各項政策落到實處。

《新能源參與電力市場相關問題研究報告》

《新能源參與電力市場相關問題研究報告》指出，從市場類型來看，新能源參與的市場主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等新業(yè)態(tài);從是否參與市場交易角度看，新能源占比低的地區(qū)以“保量保價”收購為主，執(zhí)行批復電價，新能源占比較高的地區(qū)以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源;從參與市場的程度來看，2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源市場化上網(wǎng)電量比例在15%—65%不等;從市場范圍和市場形態(tài)來看，新能源參與了包括省間及省內(nèi)的中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等，交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發(fā)電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。

新能源參與市場面臨如下問題和挑戰(zhàn)：一是新能源綠色價值沒有充分體現(xiàn)，不利于能源綠色轉型;二是新能源參與市場電價水平偏低，不利于行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展;三是靈活性調(diào)節(jié)價值沒有合理傳導，不利于系統(tǒng)安全運行。

中電聯(lián)對國外常用的可再生能源激勵模式進行了分析比較，充分借鑒國外經(jīng)驗和教訓，提出相關建議：一是完善體現(xiàn)新能源綠色價值的政策體系，在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式，盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度，同步探索“電-證-碳”機制銜接;二是建立適應新能源特性的市場機制，優(yōu)化新能源市場交易和合約調(diào)整機制，建立政府授權的中長期差價合約機制，完善新能源參與跨省跨區(qū)交易機制，建立集中式新能源聯(lián)營參與市場的機制;三是建立支撐新能源發(fā)展的引導機制和手段，發(fā)揮市場配置資源的作用，激發(fā)調(diào)節(jié)潛力，改進新能源功率預測機制，完善支撐手段。

《發(fā)電企業(yè)在全國碳市場運行情況調(diào)研報告》

建設全國碳市場和利用市場機制控制溫室氣體排放，是貫徹黨中央國務院決策部署、推動綠色低碳發(fā)展的重大制度創(chuàng)新實踐。經(jīng)過一年多的運行，總體來看，全國碳市場基本框架初步建立，價格發(fā)現(xiàn)機制作用初步顯現(xiàn)，企業(yè)減排意識和能力水平得到有效提高，促進企業(yè)減排二氧化碳和加快綠色低碳轉型的作用初步顯現(xiàn)。截至2022年10月28日，全國碳市場累計成交量1.96億噸、累計成交金額86.0億元，其中，第一個履約期成交量1.79億噸、成交額76.6億元。

《發(fā)電企業(yè)在全國碳市場運行情況調(diào)研報告》指出，全國碳市場運行存在如下問題：一是配額分配機制方面，配額分配過緊給火電企業(yè)帶來更大經(jīng)營壓力，基準線的收緊尺度和更新時間尚不明確，基準線設置正向激勵作用不足，碳市場覆蓋范圍相對單一;二是監(jiān)測、報告與核查機制方面，基于碳實測的核算法難以應對我國燃煤電廠煤質(zhì)不穩(wěn)定的客觀情況，碳核算指南沒有發(fā)揮提高碳數(shù)據(jù)準確性的目的，核查環(huán)節(jié)未充分發(fā)揮應有作用，企業(yè)數(shù)據(jù)質(zhì)量管理有待加強;三是交易和履約機制方面，配額缺口上限標準未發(fā)揮作用，仲裁機制缺失;四是CCER抵銷機制方面，機制的走向尚不明確，影響企業(yè)交易決策。

報告建議，政策機制層面，盡快出臺《碳排放權交易管理暫行條例》，盡快擴大全國碳市場覆蓋范圍，建立配額分配長效機制，優(yōu)化監(jiān)測、報告與核查制度，進一步協(xié)調(diào)完善市場機制;企業(yè)層面，高度重視碳市場對企業(yè)的轉型促進作用，做好碳資產(chǎn)管理，持續(xù)開展能力建設;行業(yè)協(xié)會層面，推動建立行業(yè)碳排放數(shù)據(jù)質(zhì)量管理自律體系，加強企業(yè)數(shù)據(jù)質(zhì)量監(jiān)督和人才培養(yǎng)，探討依托行業(yè)協(xié)會設立碳交易仲裁機構。

《黃河流域電力企業(yè)生態(tài)環(huán)保成效及問題調(diào)研報告》

十八大以來，黨中央高度重視黃河流域生態(tài)保護和高質(zhì)量發(fā)展，將黃河流域生態(tài)保護和高質(zhì)量發(fā)展提升為重大國家戰(zhàn)略。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，截至2021年年底，流域內(nèi)主要電力企業(yè)發(fā)電裝機容量約1.8億千瓦，其中火電1.4億千瓦，占比最高，約77.7%;水電1471.9萬千瓦，占比8.1%;風電1704.2萬千瓦，占比9.4%;太陽能發(fā)電867萬千瓦，占比4.3%。流域電源結構偏“火”特征明顯。

《黃河流域電力企業(yè)生態(tài)環(huán)保成效及問題調(diào)研報告》指出，電力企業(yè)對黃河流域生態(tài)環(huán)境保護反映較為集中的問題主要體現(xiàn)在以下六個方面：一是黃河流域生態(tài)環(huán)境脆弱和特殊性氣候特點增加了電力項目生態(tài)環(huán)境治理難度;二是黃河流域生態(tài)保護紅線劃定、調(diào)整、監(jiān)管和執(zhí)法的科學性合理性方面還存在一些問題;三是流域內(nèi)部分火電企業(yè)還存在廢水治理水平偏低，不滿足廢水排放要求，以及企業(yè)取用中水水質(zhì)差、配套設施滯后的問題;四是中上游火電廠大宗固體廢棄物綜合利用存在困難，固廢大量貯存對灰場庫容產(chǎn)生壓力;五是流域大型水電站的系統(tǒng)調(diào)節(jié)、降碳等綜合價值未充分體現(xiàn)，部分水電站還面臨汛期浮渣問題，對安全運行產(chǎn)生風險;六是流域內(nèi)新能源項目更新、退出機制有待健全，退出報廢產(chǎn)生的廢舊組件、危險廢物回收處置產(chǎn)業(yè)尚不完備。

針對以上問題，中電聯(lián)提出促進流域電力企業(yè)生態(tài)環(huán)保的六點政策建議：一是因地制宜制定政策，加強電力項目生態(tài)治理;二是科學管理生態(tài)保護紅線;三是加快中水設施建設，統(tǒng)籌節(jié)水與廢水治理;四是保障固廢品質(zhì)，促進綜合利用;五是制定政策機制，體現(xiàn)水電綜合價值;六是健全政策機制，促進新能源快速發(fā)展。

《新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升及政策研究報告》

《新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升及政策研究報告》顯示，當前，我國正在加快規(guī)劃建設新型能源體系。電力系統(tǒng)新能源占比不斷提高，由于新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性特征，系統(tǒng)的綜合調(diào)節(jié)能力是影響新能源發(fā)展與消納的關鍵，迫切需要完善相關政策機制，整合各類調(diào)節(jié)資源，為更大規(guī)模新能源發(fā)展創(chuàng)造條件。當前，我國電源側靈活調(diào)節(jié)能力持續(xù)提升，截至2021年底，全國靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比約17%;電網(wǎng)跨省跨區(qū)輸電通道建設加快，截至2021年底，我國跨省跨區(qū)送電能力達到3億千瓦以上，已建成“十五交十八直”33項特高壓工程;電力需求側管理作用彰顯，響應能力不斷提高;新能源得到高效利用，棄電率控制在合理水平。2021年，全國有28個省區(qū)的風電、太陽能發(fā)電利用率在95%以上。新能源棄電率2.7%，比“十三五”初期下降13個百分點。

經(jīng)調(diào)研，目前存在問題有，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力難以適應更大規(guī)模新能源發(fā)展需要;新能源配儲能政策存在諸多問題;輔助服務補償力度小、補償機制不合理;成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發(fā)電企業(yè)分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。

中電聯(lián)認為，電源側、電網(wǎng)側、負荷側、新型儲能、政策機制都是提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的有效路徑。為此提出建議，一是強化規(guī)劃引領，統(tǒng)籌推進新能源發(fā)展與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設;二是完善電力輔助服務市場機制，合理分攤疏導系統(tǒng)性成本;三是持續(xù)推進電價改革，充分釋放各類資源調(diào)節(jié)潛力;四是打破省間壁壘，構建多層次協(xié)同、基礎功能健全的電力市場體系;五是加強技術攻關，保障電力供應安全。

《2021年電煤與電力供應緊張原因分析調(diào)研報告》

能源安全是關系我國經(jīng)濟社會發(fā)展的全局性、戰(zhàn)略性問題。2021年，我國部分地區(qū)出現(xiàn)了缺煤、限電等能源供應問題，尤其四季度以來，能源保供面臨嚴峻挑戰(zhàn)。黨中央、國務院高度重視，采取系列政策措施確保了采暖季及重要活動期間電力、熱力供應安全。

經(jīng)課題組調(diào)研分析，2021年用電緊張主要有以下5方面的原因：一是在宏觀經(jīng)濟、氣溫因素等拉動下，用電量快速增長;二是水電等清潔能源發(fā)電出力減少;三是電煤和天然氣等一次能源供應偏緊，火電機組有效出力受阻;四是多重因素疊加，部分省份跨省區(qū)電量調(diào)入減少;五是地方政府基于能耗雙控的限電措施,一定程度上“烘托”了用電緊張氣氛。

此外，煤炭有效供給量不足、煤礦生產(chǎn)缺乏彈性、區(qū)域性和時段性供需結構不平衡、煤炭產(chǎn)運用儲存能力不足、中長期合同機制作用減弱導致了2021年電煤緊缺。

中電聯(lián)預測電煤和電力供應面臨的問題和挑戰(zhàn)有：一是煤礦產(chǎn)能釋放不及需求增長速度;二是高耗量階段鐵路運力無法滿足全部需求;三是進口煤減少和不確定性增加需國內(nèi)資源支撐;四是安全、土地等政策對產(chǎn)量的影響;五是煤電企業(yè)大面積嚴重虧損影響保供能力，2021年五大發(fā)電集團煤電板塊虧損1427億元，累計虧損面達到80%左右，導致整體資產(chǎn)負債率同比提高2.2個百分點。2022年1-9月，全國煤電企業(yè)電煤采購成本同比額外增加2600億元左右。

對此，中電聯(lián)建議，一是加強能源安全產(chǎn)業(yè)鏈統(tǒng)籌，二是提升煤炭有效供應能力，三是增強煤炭生產(chǎn)供應彈性，四是強化中長期合同機制，五是加強形勢監(jiān)測和預測預警。

《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》

截至2021年底，全國儲能裝機規(guī)模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%。各省規(guī)劃的新型儲能發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。其中，電源側配儲能是各個省份重點支持方向，近期逐步加大了獨立儲能發(fā)展要求。

《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》表明，從各區(qū)域儲能應用場景分布看，華北、西北區(qū)域以新能源配儲能為主，華東區(qū)域新能源配儲能、電網(wǎng)側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區(qū)域以火電廠配儲能為主;從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況;從儲能等效利用系數(shù)看，華北、西北區(qū)域的新能源配儲等效利用系數(shù)高于其他區(qū)域;從儲能項目造價和商業(yè)模式看，儲能項目造價大多在1500—3000元/kWh之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有多元價值，商業(yè)模式不盡相同、地區(qū)差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

新能源配儲能存在的主要問題：一是新能源配儲能利用率低;二是新能源配儲能規(guī)模、型式?jīng)]有進行科學論證;三是新型儲能成本較高，缺乏疏導渠道;四是新型儲能商業(yè)模式、電價機制有待進一步完善;五是新型儲能安全管理仍需加強;六是新型儲能運維難度大。

中電聯(lián)建議，一是優(yōu)化儲能配置和調(diào)運方式，提升儲能利用水平，因地制宜配置儲能規(guī)模和型式;二是加大科技創(chuàng)新與運維管理，提升儲能安全水平;三是完善市場機制，促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，健全新型儲能電站參與電力市場規(guī)則。