電改再提速

戴鄂

7月26日，國家發改委召開新聞發布會，介紹輸配電價改革及價格市場化程度測算有關情況。第三批14個省級電網輸配電價核定工作已基本完成，近期將由各省級價格主管部門向社會公布。

電力供應包含發、輸、配、售四個環節。“管住中間，放開兩頭”是2015年電力體制改革9號文所傳達的框架性指導意見。我國的輸配電價改革自2014年12月在深圳電網和蒙西電網通過試點以來，經歷了破冰、擴圍、提速和全覆蓋四個階段：2015年上半年，輸配電價改革在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北5個省級電網開展了第一批試點工作，2016年3月在北京、天津、山西等12個省級電網進行輸配電價改革，2016年9月又在全國剩余的14個省級電網推開，實現了除西藏以外的全國各省全面覆蓋。

成效初現

2016年底，我國《省級電網輸配電價定價辦法》出臺，明確了輸配電價定價原則和方法，而《輸配電定價成本監審辦法》此前早已發布。由此，我國建立起了科學、規范、透明的輸配電價監管體系。

獨立的輸配電價監管體系，把“準許成本加上合理收益”作為輸配電價主要定價原則，剔除電網企業與輸配電價不相關的資產、不合理的成本和費用支出，進行嚴格的成本監審。從統計數據來看，不相關或者不合理金額的比例是14.5%，金額為1180億元。2015年、2016年完成的輸配電價改革，降價100億元，今年完成的降價預期是380億元。輸配電價改革完成后，輸配電價比現行購銷價差平均每千瓦時減少將近1分錢。

2017年國務院確定1萬億的降成本任務目標，電價預計降價貢獻是1千億，國家發改委在電價降本方面采取了很多措施，除了輸配電價改革外，還有“兩降低、三取消”。此外，通過各省電力市場化交易也會直接降低電價，預計新增降低電價逾180億元。

同時，輸配電價監管體系引入現代激勵性監管理念，建立約束機制和利益分享機制，如果電網企業實際的借款利率和線損率低于政府允許的標準，相關利潤可以由相關企業和用戶分享，以此引導電網企業壓縮投資，減少投資沖動。

輸配電價改革大大促進了市場供需雙方直接交易。2016年我國電力市場化交易比例已經達到22.25%，2017年上半年，通過國家電網、南方電網和蒙西電網營業區范圍內的電力直接交易規模達5000億千瓦時，占電網企業銷售電量比重已達22%，同比增長了50%。7月25日，國家發展改革委、國家能源局電力體制改革吹風會透露，2017年市場化交易量力爭達到全社會用電量的35%以上，預計2017年市場化交易電量可能突破2萬億千瓦時，大約比2016年翻一番。

輸配電價改革屬于“管住中間”，而“放開兩頭”——促進發售電雙方直接交易也有實質的進展。

以國家電網、南方電網兩大央企為依托，分別組建了北京、廣州電力交易中心，成立了市場管理委員會。除海南以外，全國其他省份均建立了電力交易機構，其中云南、貴州、廣東、廣西、山西、湖北、重慶等地組建了股份制交易機構，15個電力交易中心已組建電力市場管理委員會。全國在電力交易機構注冊的售電公司已有1859家，在引入社會資本參與增量配電業務方面，第一批推出了106個試點項目。

漫道雄關

輸配電價改革并非一帆風順，我國價格市場化程度已經超過97%，政府定價集中在網絡型自然壟斷環節、重要公用事業和公益性服務等三個領域，輸配電價屬于網絡型自然壟斷環節。有觀點認為，啟動輸配電價改革是真正意義上開始對壟斷行業進行約束。

中國宏觀經濟研究院市場所楊娟指出，輸配電是電力產業鏈條的中間環節，而過網費是終端用戶電費重要構成部分，約占終端電價的30%。

而對于電網公司來說，電網的投資是公司的成本投入，需要通過電量增長和電價水平的制定來回收。投資新電網，改造舊電網，都需要增加投資數額，這是必不可少的。

國家發改委價格司巡視員張滿英指出：2015年國家電網和南方電網現有存量資產3.7萬億元，對2016-2019年的電力投資能達到2萬億以上，“這個就相當于至少是再造半個電網，這么大的投資，如果沒有匹配的電量，對投資沒有一定的控制，恐怕只能在電價里消化，電價上漲壓力很大”。

如何處理好擴大投資與電量增速的關系，約束個別地方政府和電網企業的投資沖動，成為擺在有關部門面前的難題。2016年底《省級電網輸配電價定價辦法》出臺，引入了“新增投資計入固定資產的比率”這一創造性的概念，規定3年為一個周期，周期內該比率不得大于75%，因此有效平衡了擴大投資與電量增速的關系。

輸配電價改革是整個電力體制改革中的“硬骨頭”，雖然取得了初步成效，但是要切實做到“管住中間”卻仍然有雄關漫道在前頭。

在推動電力中長期交易的過程中，計劃調度和市場交易的矛盾日益突出，電力市場化的交易機制、交易平臺也依然存在直接交易不規范、行政干預市場化定價和省間壁壘比較突出的問題。“在電力普遍供過于求的情況下，一些地方融入全國性、區域性電力市場的積極性不高，有的省份還有意壓制省間交易規模，擔心沖擊當地電廠。”國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強如此表示。

近日，國家發展改革委價格司公布了10項未來重點研究課題，其中有幾項是直接針對電力行業價格的相關研究，包括《輸配電定價成本監審辦法》后評估研究、完善兩部制電價政策研究、區域電網和跨省跨區專項輸電工程輸電價格研究，與電力市場建設中的價格監管規則研究等，以集思廣益攻堅克難，推動深化電價改革的進程。

進下半場

上述發改委價格司公布的價改重點研究課題，同時也反應了下一步電價改革攻堅戰主要涵蓋的領域。如果跨省跨區、區域電網、地方電網、增量配電網的價格改革都實現了，整個輸配電價改革就基本完成。

張滿英認為，在省級電網輸配電價核定后，要對跨省跨區專項輸電工程，比如西電東送等輸電價格進行重新核定，在進一步厘清區域電網與省級電網之間關系的基礎上，要合理核定區域電網輸配電價水平。“現在我國不僅有國家電網、南方電網和蒙西電網，在有的省區，像四川、廣西、新疆，還有地方管理的地方電網。隨著國家有序放開增量配電網，鼓勵社會資本投資、建設、運營增量配電網，要指導地方價格主管部門來核定新增配電網的配電價格”，張滿英表示。輸配電價改革還需要妥善處理交叉補貼問題，做好監管周期轉換。

現貨交易，是市場化反映最充分，也是最關鍵的環節。促進電力供需雙方直接交易，現在具備良好的時機。《電力發展“十三五”規劃》明確提出2018年底前將啟動現貨交易試點。放開競爭性環節電價與放開發用電計劃兩項改革，正在消除電力市場建設面臨的機制約束。從國際經驗看，現貨市場建設實踐相對成熟，而目前國內電力供需總體寬松，有利于加快電力市場建設。

值得指出的是，促進電價改革的一系列改革，或將使得發電企業相互競爭，優勝劣汰，電網企業需要改善或者轉換盈利模式，而當前增量配售電，尤其是配售一體化仍是電網企業的主要收益來源。

早在2015年12月電力體制改革六大核心配套文件下發時，就有觀點認為我國電改已經進入下半場。然而到了2017下半年，也有學者從市場健康運行的角度出發，指出現在電價市場化還并沒有真正踏進“下半場”。

廈門大學中國能源研究院林伯強院長認為，2016年電力市場化交易量比例僅有22.25%，還遠未能形成有效的市場，而就已經市場化交易的這一部分來說，定價機制也并不健全，當前持續虧損的電力行業95%為國有企業，由于參與市場化的電力企業規模受限，這些虧損還可以由政策、補貼來彌補。電力市場供應量仍然很大，如果市場放開過大，就可能導致電力企業大規模虧損。

國家提出要將電力市場化交易占比提升到50%，期間面臨的挑戰仍然很大。

林伯強院長還指出，電力市場化要建立健康的價格浮動機制，讓電價能上能下，市場是否有效取決于此，但這也是最難實現的。也只有保證價格能夠上下浮動，各個市場主體才愿意參與進來。

地方跟上

以山西為例，2017年山西省通過多重措施預計工商企業將降低用電成本79.79億元。其中，輸配電價改革貢獻最大，預計降低用電成本50.78億元；實施煤電價格聯動次之，也將降低企業用電成本約19.62億元；推進工商用電同價，將降低一般工商業用電成本約1.36億元；完善基本電價執行方式，降低用電成本約5億元；合理調整電價結構，降低用電成本約3.03億元。

另外，山西省作為煤炭大省，建立煤電價格聯動機制，能夠將上游煤炭價格變化傳導至下游電力用戶，使電力價格及時反映電力供求和資源稀缺狀況，可以緩解煤炭、電力上下游企業間的過度競爭關系。

再比如，7月26日，湖北省發展改革委印發《關于湖北電力市場管理委員會組建方案的通知》，標志著湖北省電力市場管理委員會正式組建。該委員會為湖北省電力行業自治性議事協調機構，由發電企業、電力用戶及售電企業、電網企業等3類市場主體以及湖北電力交易中心有限公司共同組成，職責包括監測全省電力市場交易情況，提出電力市場化交易規模、品種、規則等工作建議方案，對市場參與方之間發生的爭議及其他重要事項提出處理建議等，有助于推動實現2018年前初步構建湖北電力市場體系的目標。

成都、廣州等大城市也有調整電價的實質動作。

8月1日，成都市召開“關于降低能源要素成本促進產業發展的若干政策措施”新聞發布會，成都發改委副主任楊杰介紹說：“四川電網實現同網同價，據測算，并價后成都原地方電網和四川電網直供區大工業用戶、一般工商業用戶一年將減少電費支出4.89億元。”

四川電網2017-2019年監管周期分電壓等級大工業用電、一般工商業及其他用電輸配電價已經公布實施。對參與電力市場交易的用戶，根據電壓等級不同，大工業用電輸配電價每千瓦時0.1090-0.1998元不等，一般工商業及其他用電輸配電價每千瓦時0.3967-0.4453元不等。

成都12個原地方電網公司由四川省電力公司全資子公司改為分公司，2017年7月1日起，其目錄銷售電價降至四川電網直供區水平，大工業電價疊加降低2.13分每千瓦時，一般工商業及其他電價降低1.87分每千瓦時，“兩張網”的矛盾和問題得到妥善解決。

根據廣東省發改委7月10日發布的電價調整信息，廣州市電價將在8月 1日開始執行調整：大工業和一般工商業客戶電價累積下調4.12分每度，居民客戶電價累積下調1.79分每度。下調后居民用電的第一、二、三檔電價分別為0.5921元每度、0.6421元每度、0.8921元每度。降價政策實施后，預計廣州市全部用電客戶每年將減少電費支出費用約20多億元。

2014年，南方電網配合國家發改委在深圳啟動首個輸配電價改革試點，探索“準許成本加合理收益”電價機制及配套辦法，由此輸配電價改革大潮滾滾向前。

電價改革固然不能畢其功于一役，然而改革走在合理的方向上，就能常常帶來不一樣的景色，煥發市場的活力。

華北電力大學現代電力研究院吳少杰研究員近年來深入配售電市場一線，他就電改催生的活躍的配售電市場現狀，向記者描繪了一副智慧能源的前景圖：“隨著人類與能源交流的深入，人類的智慧會與能源融合到一起，技術的進步，能源內部會形成優勝劣汰，提高效率；制度安排的創新，會加快能源更新換代——就像如今中國掀起的新一輪電力體制改革，形成的‘萬電創新的火熱局面（在一年半的時間內，全國注冊售電公司超過一萬家，筆者注），萬帆齊發，為能源創新注入了強大的智力支持……”