电力、煤气及水等公用事业行业新型电力系统万亿产业机遇（一）：系统画像-210820（18页）.pdf

1、挑战四：适合新型电力系统发展的电价机制缺失 第二轮电改深化改革，电价改革显成效。2015 年 3 月 22 日,国务院发布进一步深化电力体制改革的若干意见，开始了新一轮电改。新一轮电改的核心是还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制。电改取得了以下成就：一是实施了输配电价改革，基本建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审机制，2017 年，首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约 1284 亿元，平均核减比例 15.1%;2020 年第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间;二是发用电计划加速放开，市场交易规模大幅

2、提高，2020 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31663 亿千瓦时，同比增长 11.7%，约占全社会用电量的 41.6%;三是以较低电价水平满足经济社会电力需求，向电力用户和全社会释放了巨大的改革红利，2016 年广东售电市场启动之初，发电企业月度竞价让利较标杆电价降低超过 0.1 元/千瓦时;大部分省份的市场电价始终低于标杆电价， 2018 年、2019 年进行了两轮一般工商业用户电价降价各降 10%。 电力商品属性不足，新型电力系统发展电价机制缺失。当前电价改革中仍未全面树立市场定价理念，还原电力市场价格属性：一是各类用户电价交叉补贴严重，根据中电联报告，国际上，居民电价普

3、遍高于工业电价，居民电价平均为工业电价的 1.5 倍，我国居民电价仅为工业电价的 0.85 倍，一般工商业用户补贴居民多;二是行政干预电价的情况较多，电力市场中仍以目录电价、标杆电价的比较定价，而地方政府部门出于对省内经济保护的心理，行政指导市场交易电价;三是适合高比例可再生发展的配套电价措施缺失，电力市场建设缺乏辅助服务市场、容量市场、输电权市场等配套机制;四是输配电价定价机制仍需完善，当前按照严格压降输配电成本为主要监管思路，难以发挥电网主动性，电网监管中部分关键条款仍存在争议;核定的输配电价难以完全执行到位，电网出现大部分省份亏损，影响电网建设积极性。全社会对用电成本不断下降有普遍性期望，然而，碳中和背景下，未来高比例新能源的接入将极大改变电力系统运行模式，前述高比例可再生在多个环节增加电力系统成本，在全社会对用电成本不断下降有普遍性期望，在电力市场形态中必须考虑高比例新能源接入的影响，如何建立适应新能源接入后系统调频、调峰等市场机制成为当前亟待解决的问题。