输配电成本

设备大量接入，高度电气化的终端负荷多元发展，电力产消者大量涌现。这就意味着，新型电力系统将面临可再生能源大规模建设与经济成本平衡的问题。 中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏告诉记者，《意见
》提出加强新型电力系统顶层设计，有望为增量配网带来新的发展前景。一方面，清洁能源及其他可再生能源就近接入增量配电网进行消纳，能减少电力长距离传输增加的输配电投资。另一方面，清洁能源及其他可再生能源与用户

供给侧、需求侧协同发力，共同克服用能成本上升、产业结构调整等困难。二是能源安全保障风险持续增大。我省能源资源以煤为主，油气、水、风、太阳能等赋存相对偏少，预计“十四五”期间60%左右的能源需从省外
输气管道等现有资源外引通道输气能力。全省天然气外引能力达到240亿立方米/年。完善油品外引通道。打通海上原油入豫通道，降低省内炼化企业原油运输成本，提升企业市场综合竞争力。进一步完善以郑州为枢纽的油品

合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动。 (二)调整目录销售电价 取消工商业目录销售电价。推动工商业用户都进入市场，通过市场化方式购电形成用电价格，相应取消现行
的优先发电电量等因素，确定市场化采购电量的规模。 明确代理购电用户电价构成。电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成，按月测算

、联合报批、共同实施，支持资阳与大足探索一体规划、成本共担、利益共享的建设模式，推动大渡口、永川、自贡等老工业城市转型升级，建设产业转移集中承接地，高质量承接绿色低碳产业转移。(责任单位：重庆市规划
能耗双控工作，争取区域共建重大项目能耗指标单列。共同研究谋划一批减污降碳协同增效、可再生能源发电和输配电、零碳负碳技术研发和示范、市场要素平台建设等重大项目、重大政策，共同争取国家绿色低碳相关政策资金支持

组成，分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值。绿色电力交易价格根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，合理设置绿色电力交易价格的上、下限。 第十九条
绿色电力的环境溢价，可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。 第二十条 输配电价格、政府性基金及附加依据国家有关规定、现行市场规则执行

指标收储和出让统一管理，探索研究区域内节余土地指标与长三角地区跨区域交易，允许增减挂钩节余指标在区域内调剂。推动跨区域的重点规划和重大项目统一编制、联合报批、共同实施，支持资阳与大足探索一体规划、成本
谋划一批减污降碳协同增效、可再生能源发电和输配电、零碳负碳技术研发和示范、市场要素平台建设等重大项目、重大政策，共同争取国家绿色低碳相关政策资金支持和试点示范。 (四)加强氛围营造。及时总结推进碳达峰

产业结构偏重、能源结构偏煤问题较为突出，煤炭消费占比高出全国水平约10个百分点。国家要求我省煤炭消费减量10%左右，压减煤炭消费、降低碳排放需要供给侧、需求侧协同发力，共同克服用能成本上升、产业结构调整等困难
原油运输成本，提升企业市场综合竞争力。进一步完善以郑州为枢纽的油品骨干网络，强化互联互通，提高成品油管输比例和外引能力，保障全省成品油市场稳定供应。 提升优质煤炭外引能力。鼓励省内企业与晋陕蒙等高

系统建设。 毋庸置疑，央企加大投资，利好作为设备生产主力的民企。 此外，在开发建设中，央国企和民企亦有巨大合作需求。 众所周知，在新能源开发中，民营企业具有决策灵活、效率高、成本低的显著优势。而新能源项目持有
周期长，央企则具备资金成本低、抗风险能力强的优势。因此，利用各自优势，当民企开发、建成之后，由央国企进行收购、持有，双方联手，已经成为新能源项目开发的重要模式。 国家发改委、国家能源局2021年底发布

中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革;完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制;积极推进分布式发电市场化交易。 三是培育发展配售
服务商等新兴业务主体不断出现，配售电环节市场主体加速多元化。为充分发挥新兴主体的作用、进一步拓宽新能源消纳空间，需要不断将电力市场主体纳入市场交易并疏导合理成本。《意见》提出支持微电网、分布式电源、储能和