电改研究报告：电价机制梳理（63页）

行业报告下载 2024年08月07日 07:34 管理员

电价改革成效显著。用电侧，居民生活和农业生产用电执行目录销售电价政策，工商业用户通过直接交易、电网代理购电、通过售电公司三种方式进入市场。发电侧，煤电全部进入市场，全面实行两部制电价；气电部分进入市场，大多数省市已实行两部制电价并建立气电联动机制；水电实行标杆上网电价，四川、云南等实行丰枯电价机制，市场化比例较高，部分地区电价明显上浮；核电新建机组上网电价一般为标杆上网电价 0.43 元/千瓦时与当地燃煤机组标杆上网电价孰低，中国核电、中国广核核电机组市场化交易电量分别约 43%、57%，各地规则不同，市场化电价有所上浮。新能源市场化电价面临压力。辅助服务费用明显提升。海外市场各具特色。美国气电/煤电/水电/核电/新能源发电量占比 43%/16%/6%/19%/14%，已建成 7 个区域电力市场，批发电价中电能量价格/输配电价/容量电价/辅助服务费用占比 58%/31%/7.5%/1.7%，有 4 个电力市场建立了容量市场，辅助服务费用中无功/调频/备用/黑启动占比 58%/20%12%/10%。欧盟气电/煤电/水电/核电/新能源发电量占比 20%/16%/11%/22%/23%，包括长期输电权拍卖、场内外金融合约、日前市场、日内市场，绝大部分电量通过日前市场交易，2024 年 5 月通过电力市场改革方案，寻求转向长期、固定价格合同。澳大利亚煤电/气电/水电 /新能源发电量占比 53%/7%/7%/31%，合约市场场内交易电量为实际用电量的 6 倍以上，现货市场设置二级限价，拥有三大类市场化与非市场化辅助服务品种。

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