“两会”政府工作报告指出，今年的工作重点包括“加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产”、“推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系。”与此同时，许多代表委员将目光聚焦于能源电力，慧明谦整理了多位代表关于“电价”的建议。我们一起来看下：
全国人大代表，国家电网四川电力（广安）连心桥共产党员服务队队长、广安供电公司营销部员工蒙媛
拉大峰谷价差，扩大尖峰电价覆盖范围
蒙媛建议，坚持“就地平衡、就近平衡为要，跨区平衡互济”的“三平衡”原则，发挥全网“一盘棋”优势，统筹好发展和安全，保障电力系统安全稳定运行；完善峰谷分时电价等电价政策，优化工商业分时电价峰平谷时段划分，拉大峰谷价差，扩大尖峰电价覆盖范围，提高充放电电价价格差异平均水平；立足电网功能定位，构建新型电力系统，助力新型能源体系规划建设，强化负荷主动调节能力，引导电力用户主动投入储能装置，实现削峰填谷；倡导全社会低碳生活，节约用电。
全国人大代表，国网湖北省电力有限公司董事长、党委书记李生权
建立绿电溢价“二次分配”市场化机制
李生权介绍，目前我国已经建立了电力市场、碳市场并行的市场体系，但电力市场和碳市场仍处于独立运行状态，尚未形成节能降碳合力。电力市场包含绿电、绿证等交易品种，企业在电力市场购买绿电后可获得北京（或广州）电力交易中心出具的绿电消费凭证。碳市场是将碳排放权益以配额形式分配给经营主体，并允许将碳排放权益作为商品进行交易的市场机制。
李生权表示，现阶段经营主体对绿电的消费需求增长，绿电交易已成为电-碳市场衔接的关键纽带，但当前电-碳市场尚未有实质性联动。一方面是因为电-碳市场互认体系未建立，电力市场和碳市场分属能源、环境部门管理，两个市场在运行机制、考核标准等方面缺乏协同；绿色消费认证方式也存在多类并存、多头管理的问题。另一方面是因为电碳价格传导链条不畅通，目前相关政策支持绿电产业发展，利好新能源发电企业，但未充分调动用户侧消费低碳能源的积极性。
李生权建议，推进电-碳市场互通互认。优化顶层设计，统筹规划电-碳市场发展，形成系统性的电-碳市场协同运营规则；统一认证体系，建立电碳互认的“一张证”绿色消费认证体系；推进试点建设，发挥湖北电-碳市场协同的先发优势和中国碳排放权注册登记结算系统落地湖北的优势，以湖北为试点将绿电减排量在碳排放核算中予以抵扣；建立绿电溢价“二次分配”市场化机制，在风电、光伏发电企业运营成本并未发生变化的前提下，将绿电的附加收益调整为全社会共享；设置“双碳”资金池，单独记账、专户管理，在用于解决可再生能源补贴缺口问题的基础上进一步服务重点项目建设。
全国政协委员，国网福建省电力有限公司董事长、党委书记阮前途
加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制
阮前途建议，加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制，由各市场主体共同承担转型成本，重点通过输配电价合理疏导电网建设运营成本，通过容量电价疏导煤电、气电、抽水蓄能等机组成本。同时，建立支持性政策激励机制，聚焦储能发展、需求响应、电能替代、科技攻关等重点，出台价格、财税、投资、金融等配套政策。此外，还需加强极端情况下应急保电体系建设，建立健全政府主导、行业共担、社会参与的大面积停电应急机制。
全国人大代表，国网山西省电力公司董事长、党委书记王政涛
推动各类主体公平合理承担消纳新能源电力的成本
王政涛建议，推动源网荷储一体化规划建设。建立能源电力行业协同工作机制，健全政府主导、企业实施的源网荷储各方参与的能源电力体系，促进电力生产、传输、消费、储能各环节协同联动、有效衔接；统筹好 不同电源类型与电网建设周期的差异，力争实现源网荷储一体规划、同步建设、同步投运。
王政涛还建议优化完善系统成本疏导机制。加快建立完善容量补偿、调频等辅助服务市场机制，按照“谁受益、谁承担”原则促使受益用户科学分摊电网容量成本，推动各类主体公平合理承担消纳新能源电力的成本。
全国政协委员、南方电网公司董事长孟振平
加快跨省跨区输电价格等配套机制改革，完善价格传导机制
孟振平认为，建设全国统一电力市场体系，是我国实现能源结构转型的必经之路，是助力实现“双碳”目标的重要举措。目前全国电力市场体系尚不健全，电力市场发现价格、调节供需、配置资源的功能还未充分发挥。对此，孟振平建议，加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。
一是完善跨省跨区和省内市场的衔接机制，推动打破省间交易壁垒，促进多层次电力市场协同运行。
二是加快跨省跨区输电价格等配套机制改革，完善价格传导机制，疏导一次能源发电成本，进一步发挥市场优化资源配置和保供稳价积极作用。
孟振平建议，在建设多层次统一电力市场体系的进程中，加快构建适应新型能源体系的市场机制，有序推动新能源参与市场交易，完善发电容量补偿机制，保障火电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源和安全保供电源的建设运行成本合理回收。
进一步完善需求侧响应市场化激励机制，充分发挥电价引导作用，优化调整分时电价的时段、价差和实施范围，将需求侧响应费用向不参与响应的用户疏导。同时，深入挖掘弹性负荷、用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等灵活调节资源，替代发电侧深度调峰等传统调节手段，有效降低调节成本。
全国人大代表、天津大学管理与经济学部教授兼国际工程管理学院院长张水波
针对跨省跨区输电探索制定两部制电价
张水波提出，“应着力构建新型电力系统，推动新型能源体系规划建设，助力‘双碳’目标实现。”
张水波坦言，当前，我国电力行业还存在很多问题。近两年，国际一次能源价格大幅上涨，全球能源供需矛盾加剧，电力市场及价格机制不完善，未统筹考虑新能源发电成本与系统消纳成本。另一方面，我国总体能源利用效率显著提升，但较国际先进水平仍存在较大差距。2005至2021年，我国单位GDP电耗累计下降6%，但仍约为世界平均水平的1.7倍。
张水波建议，应加快研究完善配套政策和市场体系。进一步理顺输配电价和抽水蓄能容量电费，针对跨省跨区输电探索制定两部制电价，更好地促进新能源在全网范围内优化配置。推进容量市场建设，完善辅助服务市场，引导全社会公平承担新能源消纳责任和系统容量、调节成本。完善储能、可中断负荷等电价政策，引导参与系统调节。
破除“隔墙售电”玻璃墙 推动完善价格形成机制
为了更好推进储能高质量发展，构建现代化的新型能源体系，张天任建议：
多目标平衡，完善新型储能政策机制。建议国家尽快出台用户侧储能接入、验收管理实施细则。鼓励分布式发电企业与周边用户按照细则规定直接交易，从工业园区入手，探索打造“绿色低碳微电网”，破除“隔墙售电”玻璃墙。明确新增新能源电源的储能容量配比，强化容量配置和电力通道供给，降低新能源对电网冲击，降低或取消中大型储能项目的基本容量电费。支持储能项目作为新型、特殊的独立市场主体身份参与电力市场，推动完善价格形成机制。
多维度降本，提升新型储能项目收益。建议中大型储能项目的能耗指标根据全国各地实际采取省域统筹，不纳入地方能耗指标，提升储能安装用户用能权，如有序用电期间优先用电等。研究出台大型共享储能辅助服务、新能源配套租赁等机制，带动储能配套服务市场，降低储能建设成本，缩短成本回收期，为未来用户侧储能项目铺开后参与电力市场化交易打下基础。建议将用户侧储能纳入电网统一调度管理，充分发挥削峰填谷和电力保供作用，出台储能项目电力辅助服务补偿细则，促进用户侧储能发展。
全国政协委员杨淑丽
立“西电东送”生态补偿机制、加快推进电价市场化改革
杨淑丽提交“关于建立‘西电东送’生态补偿机制的提案”，建议建立“西电东送”生态补偿机制、加快推进电价市场化改革、支持西部地区就地消纳、加快完善“西电东送”能源战略配套政策，以更好地发挥“西电东送”对合理配置资源、优化能源结构、促进区域协调发展、共同富裕的作用。
杨淑丽建议，应由国家有关部门牵头，建立“西电东送”生态补偿机制，将外送电带来的大气污染治理、固体废物处置、生态修复等资金投入纳入对送电省份的中央转移支付或专项治理投资支持中，每年安排一定的资金对送电方予以补偿，解决西部地区环境质量改善所需资金问题，以经济补偿引导区域间生态利益的再调配，最终实现区域间经济和环境的可持续发展。
在加快推进电价市场化改革方面，杨淑丽建议，应由国家发展改革委、能源局牵头进一步完善煤电价格联动机制，根据煤价变化情况，及时提高外送电的上网基准电价，覆盖发电成本，保证火电企业的健康可持续发展。
杨淑丽还建议，在推进电力市场改革中，应充分考虑西部地区资源禀赋发展能源主导型产业的比较优势和环境成本，制定政策指导地方通过“计划协商+市场交易”方式，完善跨省（区）输电定价机制，形成统一的电力交易市场，为“西电东送”提供公平、高效的政策保障。
全国人大代表、阳光电源董事长 曹仁贤
尽快确定燃料电池并网电价形成机制
曹仁贤表示，燃料电池发电度电成本由设备初投资、氢原料和运营成本等构成。随着技术发展及产业规模化和氢源的多元化，发电效率将进一步提升，系统成本将大幅度降低。建议由价格主管部门根据氢燃料电池的发电成本，尽快厘定上网电价，高于各地标杆电价部分，由国家可再生能源电价附加资金给予补贴。具体政策可参照目前光热发电的政策，实行项目总量控制，并逐步扩大规模，逐步降低补贴强度。
全国政协委员、中国能源建设集团有限公司党委书记、董事长宋海良
推动现货市场逐步放开市场价格上限约束
宋海良认为，为推动规划目标高质量落地，当前迫切需要在健全新型储能政策体系、突破并形成核心技术体系、完善标准体系、形成稳定的商业模式等环节加快集中攻关重大共性问题，尽快培育形成成熟的新型储能一体化解决方案与集成技术。
对此，宋海良提出三点建议。一是立足国家端，加快完善政策体系。当前，新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，收益方式相对单一，影响了项目投资积极性。建议探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。
