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建设新型能源体系和新型电力系统，是党中央着眼国家能源安全和经济社会全面绿色转型作出的重大战略部署，将带来能源生态和生产关系的重大变革。价格作为反映资源要素价值、调节产品生产和消费、调整产业链利益分配、培育新商业模式的重要工具，将在“两型”建设中发挥牵引作用。随着新型电力系统建设不断深入，现行电价体系不适应新形势新要求的矛盾日益凸显。南方电网公司组织开展了新型电力系统价格体系研究，提出下一步深化电价改革的重点方向和有关建议。
一、我国电价体系现状
新一轮电力体制改革以来，随着电力市场建设深入推进，我国电价改革取得积极进展，竞争性环节基本实现发电侧上网电价、工商业销售电价全面放开，管制环节构建起以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价格监管机制，电价体系在推动能源结构转型、支撑电力市场运行、保障电力供需平衡、促进新业态发展等方面发挥了积极作用。
一是电源侧“能涨能跌”的市场化价格形成机制基本建立。电源侧逐步推动各类电源入市，以煤电为代表的高边际成本机组全面参与市场竞价，价格“上下限”不断扩大，一次能源价格涨跌通过电力市场有效传导。新能源加快进入市场，水电、核电等低边际成本机组仍以政府定价为主。发电侧容量价值通过政府定价初步体现，调节价值通过辅助服务市场及政府定价疏导，绿色价值通过绿电、绿证交易初步实现经济反映。
二是电网侧基于成本监审的输配电价体系不断完善。输配电价按照“准许成本+合理收益”核定，与购销价差脱钩解耦，从根本上改变了电网企业收益模式。历经三个监管周期迭代优化，输配电价制定科学性、合理性和透明度逐步提高。
三是负荷侧取消工商业目录销售电价实现重要突破。工商业用户全面取消目录电价，电网代理购电机制有效运转，电力零售市场交易活跃。阶梯电价、分时电价、需求侧响应电价等机制在实践中不断完善，引导用户优化用电行为、节约能源资源的效果初步显现。居民、农业用电价格保持长期稳定。
四是储能侧适应灵活性调节资源的价格机制加快探索。抽水蓄能电站建立两部制电价机制，较好保障抽蓄项目投资回报。新型储能价格机制在探索中逐渐丰富，山东等多地陆续出台独立储能容量补偿机制。价格信号有效引导以抽蓄为主体的电力系统调节资源建设，目前我国抽水蓄能装机容量超过6100万千瓦，占全球总量的40%，居世界第一。
二、现行电价体系存在问题
电力生产运行技术特性强，电力各环节的价格形成机理差异明显，电力价格在世界各国均是最为复杂的商品或服务价格之一。尽管过去十年我国电价改革成效显著，但与新型电力系统和全国统一电力市场建设需求相比，与其他领域价格改革进程相比还有不小差距，具体表现在：
一是价格形成机制不完备，市场化作用有待进一步加强。电力年度中长期交易主要实施“燃煤基准价上下浮动20%”限价机制，基准价与上下浮动范围均由政府设定，年度中长期价格与同期现货价格差距较大，市场配置资源的作用发挥不充分。跨省跨区输电价格主要采用单一制电量价格，度电价格相对较高，对跨省区电力交易形成“价格壁垒”，影响了清洁能源大范围优化配置。分时电价动态调整周期通常滞后于形势变化，难以适应新型电力系统供需协同需求。
二是多元价值结构不清晰，适应绿色低碳转型的价格引导机制需要健全。现行电价体系中电能量价值占比过高，难以充分体现火电等传统能源、新型储能等多类型主体的可靠容量价值。灵活调节价值激励水平不足，难以长期支撑各类型调节性电源投资建设。绿证价格水平长期低迷，传统火电机组报价中碳成本体现不足，绿色属性价值体现尚不充分。
三是成本收益分配不均衡，新型电力系统各方主体间权责利关系尚未完全理顺。新能源渗透率不断提高引起系统运行调节成本大幅增加，新能源与传统能源在辅助服务分摊上的权益与责任分配不均，新能源主要按照月度上网电量承担辅助服务分摊费用，与实际产生的出力波动相比责任较轻。部分用电紧张时段源荷不匹配的矛盾突出，用户侧分摊调节性电源成本、系统运行费用较少，难以通过价格信号引导用户主动参与系统调节。增量配电网、微电网与大电网权责关系有待厘清，绿电直连项目、“源网荷储”一体化项目应承担的交叉补贴责任难以落实。
四是激励调控作用不明显，满足新业态发展需要的价格新机制需要加快构建。电力交易价格与碳排放权交易价格的传导不畅通，电力市场与碳市场缺少耦合联动。人工智能发展带来算力扩张和数据中心用电量激增，促进算力资源最优调度的电价引导机制有待探索。虚拟电厂、车网互动等新业态的价格激励水平还有提升空间。
五是一些领域的价格水平不够合理规范，价格监管需要进一步加强。我国居民用电长期保持较快增长、电价长期保持较低水平，政策性电价交叉补贴未能有效理顺且有扩大趋势，不利于通过价格反映真实的供需关系和供电成本。工商业用户承担的系统运行费用分摊、容量补偿分摊、新能源机制电价分摊等费用呈上升趋势，用户综合结算电价与电能量市场交易电价差异扩大，市场主体对电价构成的变化认识理解有待提升。批发侧市场主体和零售侧用户信息不对称，电力市场中价格信息披露不足，报价串谋和售电领域价格乱象相继显现，各方对于批发侧、零售市场限价的观点不同。
三、进一步完善新型电力系统价格体系的方向
当前我国处于实现碳达峰战略目标的关键期，全国统一电力市场建设全面提速，新能源渗透率不断提升，传统电源功能定位发生深刻转变，新型经营主体加快涌现，“源网荷储碳数”多元互动持续演进。新型电力系统的这些新形势新变化将带来能源生态系统的巨大变化，带来能源生产关系的重大变革，带来行业利益格局的重大调整，亟需进一步完善新型电力系统价格体系，更好发挥价格信号作用，推动市场资源配置的效率最优化和效益最大化。
（一）总体思路
围绕建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，理顺新型能源体系权益和责任关系，加快构建“市场主导、价值多元、权责对等、激励相容、公平合理”的新型电力系统价格体系。
“市场主导”就是要健全市场化电价形成机制，强化市场定价功能，逐步放开政府管制价格，提高市场资源配置效率，更好服务全国统一大市场建设。
“价值多元”就是要完善电价结构，清晰反映电能量、容量、辅助服务和绿色低碳等电力多元价值，促进传统能源、新能源与新型经营主体协调发展，支撑能源结构稳步转型。
“权责对等”就是要全面理顺新型电力系统各类主体的权益责任关系，健全畅通的电价传导和分摊机制，保障多元主体公平竞争。
“激励相容”就是要强化价格激励作用，实现“源网荷储碳数”各环节价格机制联动协调，促进新型能源体系整体建设目标达成。
“公平合理”就是要以合理、可负担为导向，持续优化价格监管机制，促进电价水平准确反映电力成本波动及供需形势变化，保障价格水平处于合理区间。
（二）下一步改革重点方向
一是健全完善市场主导的定价机制。健全市场价格形成机制，分品种、有节奏推进各类电源全面参与电力市场。适度放宽中长期电力市场价格限制，减少不必要的行政干预，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。完善适应跨省跨区资源配置的输电价格机制，健全跨省跨区送电市场化价格形成机制。进一步放开优先发用电计划，进一步缩小电网代理购电规模，逐步解决计划与市场双轨制问题。探索分时电价与现货市场价格联动，建立市场化的动态价格调整机制。
二是有序形成价值多元的电价结构。健全覆盖各类电源、反映可信容量供应能力的容量成本补偿机制，推动建立容量电价市场化形成机制，逐步向容量市场过渡。进一步扩大辅助服务市场范围和规模，推动辅助服务市场与电能量市场联合运行，完善有偿辅助服务品种及价格机制。完善新能源就近交易价格机制，推动新能源合理分担系统调节成本。健全碳市场机制，合理提升碳价水平，强化电价的绿色属性。
三是持续完善权责对等的传导机制。优化系统运行费价格形成及费用疏导机制，推动新能源公平合理分担系统调节成本。探索居民电价与市场价格适当联动，推广居民侧分时电价。加快构建新型配电系统价格机制，促进增量配电网、智能微电网等多层次电网协调发展。
四是加快构建激励相容的价格机制。建立电价与碳价的关联机制，引导算力资源及时响应价格信号参与全局优化，实现电能量流、碳价值流、算数据流互为支撑、协同发展。推动电力规划与电价水平协同互动，完善支持虚拟电厂、车网互动等新型经营主体可持续发展的市场和价格机制，促进发展新质生产力和构建新型生产关系之间同频共振。
五是进一步推动价格水平合理透明。逐步降低工商业交叉补贴规模，推动暗补变明补。完善居民阶梯电价政策，在继续做好对低收入群体保障的同时，逐步提高第二档、第三档阶梯电价，使居民电价平稳过渡到合理水平。做好市场价格监测和信息披露，循序渐进、动态优化市场限价类政策，实施高效透明的价格监管，规范市场秩序、防范市场风险、稳定市场预期。
（作者张朋宇，单位为南方电网改革发展研究中心；作者王志承、冯浩洋、肖海华、麦迪思，单位为广东电网公司管理科学研究院；作者周杨，单位为南方电网公司政策研究部）
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