中电联：当前电价政策机制相关问题调研报告

　　内容摘要：推进新一轮电力体制改革五年以来，我国已经初步建成具有中国特色的电价体系和监管制度框架，为电力行业健康发展和电力市场建设完善提供了有力支撑。同时，在电力企业经营发展和电力市场建设实践过程中，也仍然存在不少亟待解决的问题。

　　2020年初，按照中电联重点工作部署，在于理事长领导下，行环部牵头相关理事长、副理事长单位成立课题组，开展了“当前电价政策机制相关问题调研”工作。报告回顾了我国电价政策机制的现状，比较了国内外主要国家的电价水平，采用较大篇幅梳理了当前电价政策机制存在的主要问题，并提出了相应的政策建议。按照理事长办公会要求，行环部将在近期将报告正式报送国家相关主管部门。

　　关键词：电力改革 电力市场 电价政策 电价机制 上网电价 

   

　　内容简介：

 

　　一、我国电价政策机制现状

　　电力工业作为基础产业，是国民经济发展和人民正常生活的重要能源保障，电价作为电力供需的风向标和优化电力资源配置的杠杆，不仅承载着各方利益诉求，而且影响着电力行业的发展格局。

　　从我国电价政策机制发展历程来看，我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段：计划管理阶段（1949-1985年）、电价政策改革和调整阶段（1985-2002年）、电力市场化改革过渡阶段（2002-2015年）和全面深化电力改革阶段（2015年至今）。

　　全面深化电力改革启动以来，我国电价工作按照9号文要求，建机制、推改革，取得了显著成效。一是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，输配电价改革成为我国首个全面完成的电力体制改革专项任务；二是发用电计划加速放开，市场交易规模大幅提高，推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置；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。

　　调研报告通过收集相关资料，将我国电价与可获得数据的35个OECD国家电价水平进行了比较。通过对比可以看出，虽然我国整体销售电价水平在国际上处于较低位置，但是居民电价和工业电价之间的比价关系与国际上大部分国家差异很大。国际上，居民电价普遍高于工业电价，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。这主要是由于我国在长期政府定价过程中，形成了较大金额的电价交叉补贴造成的，电价交叉补贴使得各类别用户用电价格与实际供电成本发生偏离。

　　二、当前电价政策机制存在的主要问题

　　（一）适应电力市场化发展的电价体制机制顶层设计有待加强

　　一是适应我国国情和电力市场化发展的电价理论研究不足。一方面，对电价理论和实践的总结提升不够，电价研究大多以解决电价体制和管理中存在的具体问题为目标，缺乏系统的、完整的电价理论与方法体系支撑；另一方面，生搬国外经验和理论的情况屡见不鲜，机制前瞻性不够，使电价改革缺少明确的方向指引，不利于传统电价管理体系向基于市场的管理过渡衔接。

　　二是电价改革和管理中遵循电力商品属性不足。各类用户电价交叉补贴严重；销售电价中政府性基金附加占比较大；行政干预电价的情况较多。

　　三是电价改革中仍未全面树立市场定价理念。目录电价、标杆电价的概念根深蒂固，导致电力市场中目录电价、标杆电价的“身影”仍随处可见；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；电源项目建设的政策环境不稳定，项目管理中行政审批色彩依然浓厚，投资主体难以获取长期有效的价格信号。

　　四是电价监管体系有待完善。能源主管部门、物价部门、市场监管部门对于电价监管的职责不清晰；地方政府经常站在地方利益推动主导市场化改革，有形的手过多干预市场；电力企业、电力用户等利益相关方以及行业协会等第三方参与电价政策研究制定不够；电价管理部门对电力市场交易价格监测、统计和发布工作亟待加强等。

　　（二）连续降电价措施造成电网企业经营困难

　　一是降价降费政策造成电网企业经营困难。电网企业盈利能力不足导致资本金筹措困难，融资成本增加，影响电网可持续发展和国家重大战略落实。

　　二是转供电加价影响了降价红利释放。部分产业园区、商业综合体等转供电经营者，并未及时贯彻国家降价措施将降价红利传递到终端用户，甚至存在在国家规定销售电价之外乱加价的行为。

　　三是输配电价定价机制需要继续完善。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。部分省份在电力市场中没有采用“市场价+核定输配电价+政府性基金及附加”的顺价模式。

　　（三）可再生能源电价和补贴机制亟待理顺

　　一是补贴资金缺口持续扩大，现行补贴机制难以为继。2012-2019年，国网、南网经营区域内纳入补贴目录以及未纳入补贴目录的补贴拖欠额合计约3177亿元。在国家致力于降低实体经济用能成本的大环境下，预计补贴资金缺口将持续扩大，若无其他新增资金来源，现行补贴机制将难以为继。

　　二是可再生能源项目参与市场交易电量的补贴标准亟待明确。对于新能源发电企业来说，原有的计划保障体制正在被逐渐打破，基数电量在逐年减少，能否继续享受补贴是企业决策是否参与电力市场的重要因素。

　　三是可再生能源绿色电力证书制度亟待完善。由于绿证交易属于自愿交易行为，并且绿证无法转让，导致绿证的成交量偏低，大量核发绿证滞销，绿证制度并未达到预期的政策目标。

　　（四）水电电价政策遇到新的问题

　　一是水电标杆上网电价机制有待完善。一方面，水电电价仅考虑投资成本或通过市场交易回收投资，没有考虑投资水电工程实现的其他社会效益的功能；另一方面，近年来国家持续降低社会用电成本，一些省份多轮次下调水电电价，对水电企业经营发展造成较大压力。

　　二是水电参与市场交易定价机制不合理。相较于小水电，大型水电承担更多的社会责任，由于建设、移民等成本较高，在同质化市场竞争下处于劣势；不少地区推动水电全电量参与市场化交易，造成大型调节水电结算电价大幅下降，水库调节价值难以体现。

　　三是水电跨省跨区送电价格机制不健全。受端地方政府既作为购电方参与中长期电力交易价格协商，又作为主管部门主导跨省跨区落地电量参与当地市场化交易规则和价格政策制定和管理，发电企业很难获得公平协商待遇；跨省跨区电价没有考虑大型水电为受电省区提供调峰、调频、AGC、AVC等辅助服务的补偿；新建水电电价与市场接纳能力矛盾突出。

　　（五）燃煤机组上网电价政策仍需完善

　　一是受政策影响近年来煤电行业总体经营困难。煤电联动机制自建立以来，始终存在煤电联动不及时、电价调整不到位的问题，导致煤电企业合理收益难以保证。

　　二是可再生能源富集地区煤电企业生存面临严峻考验。四川煤电机组发电利用小时数自2016年以来逐年递减，省调煤电机组利用小时数在1800-2900之间持续低水平徘徊；云南煤电机组发电利用小时从2009年的5348小时降至2016年的1264小时，2016年、2017年全年维持最小方式运行；甘肃省内可再生能源发电装机已占统调装机的60%，发电量占统调发电量的36.7%，煤电机组发电小时多年维持在较低水平。

　　三是“基准价+上下浮动”机制仍需完善。新机制下，由于基准价是按照现行煤电标杆上网电价确定，也就继承了2017年以来电煤价格高涨而标杆电价应调未调的影响，导致现行基准价不能完全反映真实的发电成本；新机制规定了上下浮动的范围和2020年只能下浮不能上浮，难以及时反映燃料价格的变化和市场供求的变化；新机制人为划分了参与市场交易部分和执行“基准价+上下浮动”的类市场交易，割裂了除优先发电计划外的电量类别，不利于通过市场交易形成价格的信号的准确性。

　　（六）天然气发电电价机制有待完善

　　一是天然气发电燃料成本较高，燃气发电经营困难。一方面，上游的天然气成本难以通过电价顺利传导，遏制了企业投资积极性；另一方面，随着国家降电价压力增加和地方政府补贴力度退坡，电网公司的收购压力也会加大，燃气机组的生存空间将被进一步挤占。

　　二是现有的价格机制无法体现气电调峰价值，制约燃机的健康可持续发展。

　　（七）辅助服务价格和补偿机制仍不健全

　　一是调峰辅助服务与电力现货市场存在功能重叠。随着电力现货市场的逐渐建设，通过日前市场和实时市场，价格的实时变化会自然引导发电企业主动参与调峰，因此调峰可不再作为单独的辅助服务品种。

　　二是容量备用辅助服务市场亟待建立。在水电、风电、光伏发电等可再生能源资源丰富地区，由于缺乏容量电价或容量市场等固定成本回收机制，火电企业经营发展难以保障，对电力系统安全也将造成威胁。

　　三是辅助服务成本传导机制不健全。目前相关省区开展辅助服务市场试点中，辅助服务费用仅在发电企业内部循环。无论按照两个细则还是目前的市场化试点规则，辅助服务费用都没有合理的向下游传导的机制。

　　四是辅助服务市场用户参与机制亟待建立推广。。目前，只有少数省市开展了用户参与辅助服务市场试点，用户参与辅助服务市场机制亟待建立和推广。

　　三、有关措施和政策建议

　　（一）加强适应电力市场化发展的电价体制机制顶层设计

　　总结我国电价管理和电力市场交易的实践，借鉴各国经验，研究提出系统完整、具有中国特色的电价理论，为电价政策措施制定提供有效支撑；进一步还原电力商品属性，妥善解决电价交叉补贴问题，逐步减少与电力无关的政府性基金及附加，避免频繁使用行政性降电价政策措施，使电价管理体制机制回归到制度化、规范化、市场化的正常轨道上来；加快构建职责明确、界面清晰、衔接顺畅的电价监管体系，建立健全市场交易和价格信息公开机制。

　　（二）多措并举，缓解电网企业经营压力

　　引导电网企业精准投资，提高投资效率，对公益性供电服务业务实施政府投资和相应补贴；提升输配电价监管独立性和科学性，合理核定输配电价，保障电网发展经营能力；完善电网企业业绩考核机制；持续加大清理转供电环节截留降价红利工作力度。

　　（三）理顺可再生能源电价和补贴机制

　　按照“价补分离、总额管控”模式优化存量可再生能源补助资金管理；加大对可再生能源发电项目金融支持力度，切实解决企业融资问题；促进可再生能源电力消纳保障机制与绿证交易制度有效衔接，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制。

　　（四）进一步完善水电电价机制

　　对具有防洪、灌溉、通航等功能性作用的水电项目和提供系统辅助服务的水电项目，研究制定相应的补偿机制；统筹大型水电开发外送规划，完善水电跨省跨区送受电价格机制；合理减轻水电行业税负。

　　（五）完善煤电上网电价机制

　　合理疏导电煤价格波动，缓解煤电企业经营困难；对以可再生能源发电为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制，针对长期为可再生能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价，缓解火电企业严重的生存问题。

　　（六）完善天然气发电电价机制

　　推行“两部制”电价制度，完善天然气价格与上网电价联动机制；加快建设电力现货市场，充分发挥天然气发电灵活调节特性，参与系统调峰、调频，保障天然气发电机组合理收益。

　　（七）完善辅助服务补偿机制

　　同步推进电力现货市场与辅助服务市场建设；利用市场化机制调动市场主体参与辅助服务的积极性，形成基于竞争的市场化价格发现机制；按照“谁使用谁分摊”原则，推动参与电力市场用户承担辅助服务费用，形成合理的辅助服务费用传导路径；支持电力用户通过可中断负荷、峰谷负荷需求响应、分散式用户储能等措施参与辅助服务市场，促进电力系统灵活调节资源更大范围的优化配置。

【任务来源】 中电联年度重点业务工作

【完成单位】 行业发展与环境资源部

【课题负责人】 于崇德

【主要参加人】 潘荔 叶春 张卫东 孙健 刘旭龙

【主要协作单位】 国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团公司、国家能源投资集团公司、中国长江三峡集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、浙江省能源集团有限公司、广东省能源集团有限公司

【评价与影响】 调研工作得到理事长、相关副理事长单位关注和支持，调研成果获得各单位高度评价，突出了中电联服务行业的宗旨。调研报告有针对性地分析了当前电价政策机制各个方面存在的问题，并相应地提出了具体可操作的政策建议，具有前瞻性和现实意义。调研成果及时报送国家相关主管部门，为相关政策制定完善提供决策参考。