会议要点

1. 解析燃气行业电价机制变革

电价管制历史:改革开放初期，电毭价定价制度实行全国统一管理，价格稳定；后逐渐放宽，产生电价不统一现象。

电价改革方向:未来电价体制预计将进一步放开市场调节，工业用电补贴政策或调整，引发居民电价上涨传言。

交叉补贴问题:不同用户、电压等毭级及区域间存在复杂的电力交叉补贴，未来可能面临调整。

2. 电价机制变革与燃气行业影响

电力价格机制沿革：2003至2014年为标杆电价时期，后调整为政府事前定价体系，标杆电价包括多种电源类型。

新能源电价补贴变化：新能源电价起初高昂，由补贴支持，09至18年有统一划分资源区的上网电价。2021年后新能源实行平价上网，国家补贴基本取消。

电力体制改革：自2015年起，电改两阶段，15-21年以降低用能成本为核心，通过市场机制优化资源配置，为用户与经济带来利好。

3. 输配电价核定新机制

电价改革核心在于输配电价的调整，传统电价模式下存在显著的定价死板问题，改革旨在打破固定上网标杆电价和目录电价，从而促进市场化。

2021年政策变革推进燃煤电厂市场化，取消发电侧和用户侧的传统电价机制，实现发用电直接交易，提高电价形成的透明性。

交叉补贴制度经历演变，影响不同用户群体，政府采取不同策略平衡民生与市场效率，如阶梯电价制度，以解决历史遗留问题和居民用电负担。

4. 燃气行业电价机制逐步优化

电价结构改革：第三阶梯电价提高，理顺工商业与居民交叉补贴，实现更公平的市场交易。

输配电价改革：取消不同电压等级之间的交叉补贴，提高透明度，收费电价更合理，低电压等级用户支付更多过路费。

居民和农业电价：短期内仍以目录电价为主，工商业向市场推进，居民农业电价变动可能集中在高阶梯，近年电价大幅上涨的可能性不大。

5. 工商电价走势与成本分析

工商业电价受煤价影响显著，短期供需和煤价是核心变量，煤价当前相对稳定，煤电装机仍超过50%。

新能源消纳难度增加，长期看趋势为市场化，新能源成本优势将降低工商业电价，煤电将逐渐让位。

交叉补贴问题复杂，虽在理论上可取消，但实务上因多种因素而难以完全实现，影响居民农业等领域电价。

6. 燃气行业市场化进程探析

电力市场化改革进程中煤电价格为市场参考标准，其他电源逐步市场化，但具体进度各省不一；部分省份调整风光和核电市场化交易价格以控制成本上涨。

供需宽松时期为全面电力市场化的条件，煤价趋稳是关键因素；预计至少到2026年全面推广不可能实现。

储能价格机制尚不明确，各省策略不一；工商用户储能由于峰谷电价差异具有较好收益，但存在安全和管理问题。

Q&A

Q：燃气行业在公用事业价格机制演变中有何改变？

A：公用事业价格机制经历了多个毭阶段的变化，其中包括了燃气行业。自2003年起至2014年间，我国实行了标杆电价制度，煤电作为主力电源确定了一定的上网电价标准，这一制度也逐步扩展到了水电、核电、新能源、抽蓄以及燃气等多种电源类型。特别是对于新能源，包括燃气在内，在2003年左右，成本较高导致上网电价昂贵，后经过招标审批等方式，形成了不同资源区的标杆电价体系。直至2021年，国家推行新能源平价上网政策，这意味着新投产的新能源项目基本上没有了国家补贴。对于燃气行业而言，标杆电价政策的实施和新能源补贴的调整，均对行业的定价机制和竞争环境产生了一定的影响。

Q：新能源补贴政策的变化背后的原因是什么？

A：新能源补贴政策的变化反映了成本下降和技术进步的结果。在早期，新能源成本高昂，特别是组件成本等，导致其上网电价远高于燃煤标杆电价，因而国家设立了补贴机制来促进行业发展。随着产业规模的扩大和技术的成熟，成本逐渐降低，使得新能源能够实现平价上网，即与燃煤电价相当，不再需要国家补贴。这样的转变不仅减轻了国家财政的负担，也体现了新能源行业自身竞争力增强的一面。

Q：自2015年中央发9号文开始，我国燃气行业的价格机制有哪些主要变化？中间电网公司的电收配件费如何形成？

A：自2015年中央发9号文以毭来，我国燃气行业的价格机制变化较大，原有的定价机制渐渐松绑，为输配电价改革铺平了道路。在2015年前的燃气行业，电厂的发电成本和用户的用电成本基本固定，电网公司通过购销差价收取的收配电价也是按照原来水平倒推回去计算的。至于发电侧的电费，由于电厂有不同成本的电源，如天然气、大型水电和燃煤价格各异，造成了高低价电源的结构和用户使用结构的不匹配。用户侧同样复杂，不同用户类别（如农业、工商业、大工业）和不同电压等级造成了难以匹配和理顺的交叉补贴问题。不过，在2021年煤价上涨后，国家下发的1439号文件要求燃煤电厂全面市场化，工商业用户的目录电价全面取消，实现了电价市场化的重要一步。对于用户侧，不同用户类型和电压等级之间的交叉补贴长期存在，但过去几年已经有所改进。例如，2012年起执行了阶梯电价，用户用电越多价格越高，以此来缓解用户侧的交叉补贴问题。这些变化主要是为了让电价结构更加透明，通过用户和发电方的直接交易来形成电价，并有助于促进输配电价改革向前推进。

Q：工商业用户与居民用电之间的交叉补贴问题如何处理？未来的趋势如何？

A：工商业用户对居民和农业的电费有一定的交叉补贴，这主要是为了保障民生和维护社会稳定。不过，长期的交叉补贴会导致工商业电价水平提高，进而影响发电侧的上网电价。近年来由于终端电器增多和极端天气，居民用电的阶梯电价被实施，用电量越大单价越高，旨在促进节能降耗。这表示虽然交叉补贴问题一直存在，但政府已采取措施以逐渐缓解和合理化这一情况。未来的趋势可能会努力减少无效和不公平的交叉补贴，同时引导市场形成更为合理的电价体系。

Q：公用事业价格机制特别是燃气行业目前的定价体系有哪些变化？是否有缓解工商业对居民农业交叉补贴的措施？

A：目前公用事业，尤其是燃气行业的价格机制发生了较大变动。首先是在第三监管周期的收费电价改革中，我们降低了不同用户类别之间的交叉补贴问题。通过合并工商业与大工业等其他用户类型，创建了统一的工商业用户类别。其次，我们还对不同电压等级之间的交叉补贴进行了理顺。以前的定价体系是一个省份制定一个电价表，详细的补贴数字和对象不明确。现在，通过分离上网电价和收费电价，明确了电费支付的对象和金额。这次改革还降低了高电压等级用户的电费，并相应增加了低电压等级用户的电费，更符合实际的配网成本。

Q：关于居民和农业电价的调整，未来有没有可能实现市场化或者取消工商业对它们的补贴？近期会有电价上涨吗？

A：短期内，甚至在未来五至十年内，居民和农业的电价仍将以目录电价为主，不会进行市场化改革。在一定时期内，仍然会保留工商业对居民和农业的补贴。实际上，完全取消这种补贴的建议曾经提出过，但由于不同省份的交叉补贴水平差异很大，担心公布补贴细节会带来舆论压力，因此未得以实施。新能源发电的调节成本的上升可能会间接影响电价。特别是在22年因供需不足导致成本上升的情况下，尽管居民端的负担没有显著上涨，但工商业用户承担了更多成本。未来，调价的可能性主要集中在居民用电的高阶梯电价上，低阶梯电价因涉及民生问题而上升概率不大。从长期来看，至少到2024年的时候，由于煤价下降，供需状况的缓解，以及新能源的持续增加，电价可能会经历稳步波动，但大幅上涨的极端情况比较少见。所以，居民农业电价有可能会有部分调整，但整体上市场预计会保持稳定。

Q：新能源加速进入市场后，对工商业用电价格会产生什么影响？

A：首先，工商业电价的构建成本分为几个阶段。短期内，电价主要受供需状况与煤价影响。目前煤电的装机仍占比超过50%，因此煤电价格是重要因素，市场化交易的电价以燃煤基准价为基础。近年来，煤价相对稳定在800至1000元/吨，因此工商业电价在一定程度上将维持稳定，尽管季节性因素会导致一些波动。第二个阶段，新能源消纳难度将增加，因为预计到2025年，新增装机量会非常大。去年风电光伏的消纳率非常高，达到了97%和98%，但消纳农度增加的成本也在上升，这些成本将逐渐转移到用户电价中。此外，新能源消纳相关的调节成本也会影响最终电价。长远来看，如果新能源成为主要电源，而且市场完全市场化，那么除非出现极端天气事件，用户侧的终端价格总体上会呈下降趋势，反映在新能源边际成本几乎为零的事实上。随着新能源持续增加，供需中低价电源会被优先使用，导致电价下降。到达2045年左右，用户用电量也可能趋于稳定，如同现在的欧洲市场，电价将更多地取决于新能源的成本。

Q：交叉补贴问题为何难以解决，关键难点是什么？

A：中央9号文提出解决交叉补贴问题，但具体执行上存在困难。主要原因在于系统并未清晰，且旧有的上网定价和目录电价模式使得交叉补贴难以理清。2019年后，这种情况有所改观，发用电价放开，但现实中居民和农业用电的目录电价并未取消，所以交叉补贴问题仍然存在。另外，考虑到电源种类的多样性和市场化机制建立的复杂性，不同电源类型的参与市场交易的方式也导致理顺交叉补贴问题变得更加复杂。尤其是考虑到居民和农业是弱势群体，直接取消交叉补贴将造成不合理的影响。因此，逐步建立合理的市场化交易和补贴撤销机制至关重要。交叉补贴的直接取消是做不到的，需要通过建立市场化交易机制、理顺高低价电源参与市场的方式来逐步解决，如广东省实施的，允许燃气机组在场内以接近煤价的价格卖电的做法。这也解释了为什么尽管理论上可以取消交叉补贴，实际操作中仍需考虑多种因素，尤其是保障民生的考虑。

Q：在公用事业价格机制演变中，燃气行业的电价机制变化是怎样的？特别是不同发电电源和各省进度方面有何差异？

A：目前，全国各省根据国家要求，已将燃煤完全纳入市场化机制，小容量的电缆除外。尽管不同类型的发电成本存在差异，大部分用户，除了居民农业用户以外，已无阻碍参与市场。各省份进度有所不同，一些如核电开始参与市场时可能有所保守，但随着市场上煤电价格上涨，其他电源如绿电和核电也随之涨价。因此，一些省份为控制用户侧固定成本上涨，可能会中途调整或不允许某些电源参与市场。总体来看，其他电源类型的市场化将相对缓慢进展。预计直到2026年，现货市场化可能并未全面推广，这在很大程度上取决于煤价是否稳定。如果供需宽松且煤价稳定，在这种情况下，市场价格机制变化将更有可能完全实施。

Q：您如何看待储能的价格机制问题，各省将如何应对？

A：储能的价格机制现处于初步阶段。早期因为应对双碳目标，各省对于新能源上网配比储能提出了更高要求。但随着煤电机组的大规模上网，其调节能力也得到提高，对储能的紧迫性也降低了。目前，储能项目的收益来源并不稳定，只有少数省份如山东、甘肃可能通过现货市场和其他收入组合能够保本。未来的电价机制，特别是储能的充放电电价如何确定，目前尚无明确的国家层面政策。商业用户侧储能由于峰谷电价政策可以有较好的收益，但存在安全性和风险承担问题。小型用户端储能虽然收益吸引人，但由于各种标准未明确，存在一定障碍。整体而言，储能领域的价格机制仍在不断发展和完善中。