电力体制改革进展与挑战

1.输配电价问题未得到有效解决

·输配电价核定参数以历史和预测数据为基础，使得内蒙古自治区电网投资快速增长与输配电价提高之间矛盾依存。

·统一制定的定价参数存在较大的地区差异，未能因地制宜反映各地区输配电价水平。

·电价交叉补贴严重，未建立统一的分摊原则。

·蒙东电网输配电价问题突出表现在国家核定的输配电价较实际购销价差高8.95分/千瓦时，落地执行难；区域输电价格政策执行不到位，增加蒙东电网成本；蒙东电网同类别目录电价、输配电价均高于蒙西电网，市场竞争处于劣势。

2.增量配网试点进展慢

增量配网建设涉及政府、各类投资者等众多主体，涉及电网规划、建设、电价、监管等多个环节，由于缺乏机制协调各方利益关系，导致进度慢。

·电网公司需要加强增量配网试点工作在基层的落实。

·增量配电改革试点未纳入“十三五”电网主网架规划，导致园区电网500千伏、220千伏和110千伏变电站存在不同程度主变容量不足、间隔无富余的状况。(www.xing528.com)

·已运营增量配电试点仍被电网公司按照大用户对待，未体现出在增量配电区域的规划、建设、运营管理的主体地位，试点自主运营滞后。

3.电力市场化改革有待进一步深化

·蒙西地区电力市场化问题主要包括：经过几年经济政策和市场激励的双重作用，供需形势从“供过于求”转变为“发供平衡、局部缺电”，引起电力市场价格波动，发电企业参与度下降，不利于市场交易规模扩大；各方对电力市场改革与发展的认知还存在差异，而且市场体系建设存在推进统筹协调性差、市场优化资源配置作用发挥不充分的问题。

·蒙东地区电力市场化发展相对滞后的原因：蒙东地区能源资源优势明显，电力生产成本较低，但是由于电网建设历史欠账较多、投资较大等因素，导致蒙东电网电价较蒙西电网偏高；蒙东电网几乎没有水电等快速调节电源，电网调峰完全依赖统调火电机组，在冬季供热期，大部分机组参与供热，调峰能力显著下降，影响新能源消纳；东北区域辅助服务市场在促进火电机组调峰、提高新能源消纳水平方面作用明显，但由于补偿价格过高、新能源被动参与分摊等问题，导致新能源企业在辅助服务市场上承担相应发电空间的成本过高；蒙东电网受国家电网管理体制的影响，市场化改革缓慢，相关政策落实困难。

4.售电侧市场化改革有待完善

·蒙西电网问题：售电公司市场参与度较低，仅有2.5%售电公司完成全部建档立户手续，与用户签订代理协议；售电公司整体业务实力薄弱，经营目的往往只停留在赚取购售电差价；市场供需趋于总体平衡、局部紧张态势，售电公司提供增值服务能力不足，盈利欠佳。

·蒙东电网问题：售电公司业务能力严重不足，2019年是蒙东地区售电公司正式、大规模参与市场化交易的第一年，大量售电公司从业人员业务水平不高，尤其对业务流程基本概念和操作掌握不足，阻碍蒙东地区零售市场健康快速发展；售电公司盈利模式主要以交易价差作为主要收益来源，少量企业以固定服务价格向零售用户收取服务费用，既不利于售电公司长期、稳定发展，又减少了零售用户参与市场化交易、享受用电成本下降的机会。