导读：中电联将推动“煤电基准价”上调，涨幅可能高达17%！除此之外，绿电还将通过“绿证”实现环境价值。

当前，正在规划或已开建的光热发电项目均作为灵活调节电源与光伏、风电等互补以风光热储一体化模式进行开发【详情可见：总装机超4GW！我国在建/拟开发光热发电项目汇总（附项目清单）】，而收益率则是影响众多国央企为主导的项目方进行决策的关键考量指标。

据悉，青海的青豫直流二期项目中的风电光伏上网电价为0.2277元/kWh，光热上网电价执行当地燃煤发电基准价0.3247元/kWh，吉林白城鲁固直流外送项目的上网电价统一为0.3085元/kWh，甘肃省四个项目的上网电价则统一为执行当地燃煤发电基准价0.3078元/kWh【我国各省的煤电基准价详见下文】。

一旦煤电基准价得以上调至0.4335元/千瓦时，风光热互补项目整体经济性无疑将大幅提升，掣肘行业发展的最大障碍将不复存在。

11月8日，在“中电联2022年年会”上，中国电力企业联合会专职副理事长安洪光发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》（以下简称《报告》）。报告提出：

1）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。

2）全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平

建立完善煤电基准价联动机制，将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，标煤价格浮动100元/吨对应煤电基准价浮动0.03元/千瓦时的标准进行联动。

按当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

当前，我国各省的煤电基准价如下图所示，平均值为0.3692元/kWh（安徽省为0.3693元/kWh，最接近平均值，可作为标准参考）。

如果煤电基准价从当前的0.3692元/kWh，有序调整到0.4335元/kWh，相当于上涨6.43分/kWh，涨幅高达17.4%！

除青海、云南、四川等个别省份，在大多数省份，风电、光伏等新能源发电项目的上网电价结算基准为煤电基准价。保障小时数以内，电网公司以煤电基准价进行收购。因此，一旦煤电基准价上调，无疑现有的风电、光伏项目收益将大幅提高！

3）建立新能源“绿证交易+强制配额”制度

通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。

可见，未来风电、光伏等绿色电力的环境价值，将通过“绿证”来实现。

强制配额，保证了绿电的消纳；

绿证交易，将给新能源电力带来额外收益，提高项目收益率。

报告认为，新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。

为此，该《报告》具体建议如下：

一是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。

煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。

完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。

完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。

二是建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置。

完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。

针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。

三是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。

合理疏导辅助服务费用。合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，对于无法确定受益主体的费用，建议辅助服务费用由发电侧和用电侧按照1：1的比例进行一次分摊；合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题；充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。

四是更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处。

加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，避免不合理的行政干预。加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。