電力體制改革進展及存在問題淺析

沈 方，宋卓然，張明理，劉 洋，王 燁

(1. 國網遼寧省電力有限公司經濟技術研究院, 遼寧 沈陽 110015；2. 國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

?

專論

電力體制改革進展及存在問題淺析

沈 方1，宋卓然1，張明理1，劉 洋2，王 燁1

(1. 國網遼寧省電力有限公司經濟技術研究院, 遼寧 沈陽 110015；2. 國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

目前電力體制改革進入全面實施階段，無論是政府監管部門還是電網企業、發電企業等被監管主體都遇到了新的問題與挑戰。文中首先梳理了2016年以來國家出臺的電力體制改革相關文件，概述了全國及主要省份電力體制改革情況，其次解讀了電力體制改革配套文件中的輸配電價改革、電力市場建設、售電側放開等核心觀點落實情況，探討了3個方面改革過程中存在的問題，并提出推進電力體制改革，實現終端電價下降的工作建議。

電力體制改革；輸配電價改革；售電側改革；電力市場

2015年3月16日，中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)，9號文發布標志著新一輪電力體制改革正式拉開帷幕。2015年底到2016年，國家為推進電力體制改革，密集出臺了多項文件，電力體制綜合試點與專項試點全面鋪開。

2016年3月開始，國網與南網區域內跨省跨區電力交易的北京、廣州兩大電力交易中心同日揭牌。電力體制改革試點全面推進，截至2016年底，已有29個省(區、市)開展電力體制改革試點工作(含新疆生產建設兵團)。其中，21個省(區、市)獲批開展電力體制改革綜合試點，8個省(區、市)獲批開展售電側改革試點，江蘇、浙江、西藏暫時還沒有獲批試點。

1 電價改革現狀

1.1 電價改革進展

為貫徹落實9號文有關要求，理順電價形成機制，《關于推進輸配電價改革的實施意見》提出了“還原電力商品屬性，按照準許成本加合理收益原則，核定電網企業準許收入和分電壓等級輸配電價”。

2015年6月9日，國家發改委印發《輸配電定價成本監審辦法(試行)》(發改價格[2015]1347號)。2017年1月，《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》在經過了1個月的征求意見后，國家發展改革委正式頒布出臺。標志著國家已初步建立起科學、規范、透明的電網輸配電價監管框架體系，對電網企業的監管進入制度化監管的新階段。表1為已批復的各地區輸配電價詳情。

表1 已批復各地區輸配電價詳情 kWh

輸配電價改革首先于2014年在深圳開展，2015年在蒙西電網試點，然后進一步擴大到湖北、寧夏、云南、貴州等省區。按照發改委價格司公布的數據，五大試點省份均取得了較大成績。輸配電價降價空間合計55.6億元，剔除或核減了與電網輸配電無關的資產和不合理的成本約160億元。云南通過市場化交易電量達到320×108kWh時，占全省工業用電量45%，使電價降低了0.18元/kWh。

截至2017年2月，試點范圍逐步擴大到除西藏以外的所有省級電網和華北區域電網，2017年上半年輸配電價核定工作將全面完成。

1.2 已批復輸配電價情況

各地各類型輸配電價存在較大差異。根據已批復的各地輸配電價文件來看，不同用電種類以及地區之間，輸配電價存在較大差異。除深圳沒有對電價進行分類以外，各地的一般工商業用電平均輸配電價均在0.3元/kWh以上，其中最高為湖北，達到0.466元/kWh；最低為河北北網，平均為0.109元/kWh。

相對而言，大工業用電平均輸配電價在0.1元/kWh左右，其中最高為北京電網，達到0.167 7元/kWh；最低為湖北，平均為0.104 3元/kWh。此外，同地區同種類不同電壓等級下的輸配電價也不相同，電價隨電壓的升高而降低。

1.3 電價改革面臨問題

一是交叉補貼計算比較困難。試點省份的輸配電價改革還沒能很好解決工業用電對農業、居民用電的較差補貼問題。若工業企業直接與發電企業商定電價，國家不再規定工業電價，那么工業用電將很難補貼農業、居民用電。且若農業、居民用電仍由國家核定為相對低的價格，而又無交叉補貼，那么發電企業將不會有意愿供電。

二是激勵考核方式仍需量化。“準許收益率可在上述定價公式基礎上，根據電網的資產實際利用率、供電可靠性及服務質量相應上下浮動”，“規劃新增輸配電固定資產投資額按照有權限的政府主管部門預測的、符合電力規劃的電網投資計劃，并根據固定資產投資增長應與規劃電量增長、負荷增長、供電可靠性相匹配的原則統籌核定”等激勵和約束性條款說法仍然比較模糊，沒有量化標準，具體操作起來沒有量綱可循[1]。

2 電力市場建設進展

2.1 交易機構

電力交易是電力市場建設的重要環節之一，在新一輪電改中發揮著重要作用。2015年3月1日，我國第一家正式注冊的國家級電力交易機構——北京電力交易中心有限公司正式成立，隨后各省電力交易中心相繼迅速成立。

目前全國已全面完成交易機構組建工作，為電力市場化交易搭建了公平規范的交易平臺。區域層面，組建了北京、廣州電力交易中心，成立了市場管理委員會。省級層面，南方電網公司營業范圍內，云南、貴州、廣東、廣西、海南五省(區)全部以股份制形式成立了電力交易機構；國家電網公司范圍內，山西、湖北、重慶三省(市)也完成了股份制電力交易機構組建工作。其中，北京、廣州電力交易中心為為跨區域級電力交易中心，負責銀東直流、西電東送等跨區域送電的電力交易，其余均為省級(包含直轄市、自治區)交易中心，負責本省、直轄市、自治區內的電力直接交易。表2為股份制交易中心明細表。

表2 股份制交易中心明細表 %

2.2 電力市場建設

2016年年底，國家發改委、國家能源局出臺了《電力中長期交易基本規則(暫行)》，這是電改9號文及其配套文件發布以來的首個基礎性電力交易規則，預示著2017年電力體制改革將朝著完善規則的方向深入推進。《規則》提出，中長期電力交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償(交易)機制等[2]。

由于用戶用電需求存在較大不確定性，難以準確預測，在我國現階段電力市場發展體系下，通過合同電量轉讓交易，不僅可以降低市場交易主體的違約風險，也可以實現替代發電、促進資源優化配置。

電力市場建設初期目標為“在具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制”[3]。目前電力市場進展主要體現在電力直接交易方面。

2016年11月，東北能源監管局連續出臺《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》，標志著繼輸配電價改革、配售電放開、電力直接交易之后，我國電力市場化改革進程更進一步。以促進東北風電、核電等清潔能源消納為目標的電力輔助服務市場專項改革試點工作，將有助于打破目前事實上存在的“風火競爭”的局面，從體制上破解制約可再生能源發展的難題。在電力輔助服務市場條件下，可再生能源等清潔能源將逐步實現替代能源的作用。

2.3 發用電計劃放開

2016年7月，國家發改委、國家能源局發布了《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》。

《通知》正式提出將煤電機組發電量分為非市場化電量和市場化交易電量兩部分，并要求各地加快組織煤電企業與需求側主體簽訂發購電協議(合同)，逐步擴大市場交易化電量及加快縮減煤電機組非市場化電量。

《通知》提出要爭取在2年內，實現110 kV以上大用戶在參加電力直接交易時提供預計用電曲線，對未納入優先購電的電力用戶，電力直接交易合同之外的用電量由電網企業按照政府定價保底供應，保底價格應高于市場平均價格。電網企業應參考上網標桿電價與發電企業簽訂購電協議承擔保底供應。其中，用電曲線是現貨市場的必需品，是現貨交易重要時間點提示。

《通知》確立了本次發用電計劃放開的最終目標：“非市場化電量利用小時逐步過渡到完全落實優先發電、有限購電的剛性計劃”。明確了2017年3月15日后投產的煤電機組，各地除對優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃。新投產煤電機組通過市場交易獲得的發電量，不再執行上網標桿電價。鼓勵新投產煤電機組自愿認定為可再生能源調峰機組。新投產水電、核電等機組也應積極參與電力市場交易，盡快實現以市場交易為主。

《通知》提出的操作辦法為：根據各地的用電需求、電源結構、外送(受)電、電力安全等情況，測算確定煤電機組保障執行的發電基準小時數，最高不超過5 000 h(自愿認定的可再生能源調峰機組可適當提高限制)。若煤電機組市場化電量超過基準小時數，各地根據電網安全穩定運行和放開發用電計劃規模確定最高上限;若市場化電量不足基準小時數，按照基準小時數減去直接交易小時數，乘以一定系數折算為非市場化電量。該系數2016年根據實際情況適當選取，2017年定為80%，以后逐年減少，縮減的電量轉化為市場交易電量，直至過渡到計劃電量完全落實優先發電、購電的剛性計劃，并提出從2017年起開始建立優先發電、購電上報及確定制度。至此，發用電計劃放開工作路線圖基本清晰[4]。

為進一步促進可再生能源消納。7月22日，國家發改委、國家能源局印發《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》。在履行正常調峰義務基礎上，可再生能源調峰機組優先調度，按照“誰調峰、誰受益”原則，建立調峰機組激勵機制。雖然主要目的是為了提高調峰能力，但同時對發電企業發電側管理提出了更為嚴格的要求，特別是對三北地區熱電機組提出了調峰能力要求。

2.4 電力市場改革存在的問題

電網安全經濟運行面臨考驗。在市場條件下，機組間獲得利用小時數差距會很大，潮流變化也相應較大，對電網安全運行是一個考驗。需要做好事故預案，并補強電網薄弱環節。

形成完善的電力市場仍需較長一段時間。電力市場體系包括日前市場、實施平衡市場、輔助服務市場、容量市場、中長期電力交易及電力金融衍生品市場等6個市場，只有彼此相呼應配合，才能真正建立電力市場[5]。

3 售電側改革進展

3.1 售電側改革推進情況

2015年3月，電改9號文的發布撬動了售電側產業鏈的重構，準許六類企業成為新興的售電主體，包括現有供電企業、大型發電企業、節能服務企業、大型工業園區、工程建設公司、其他社會資本[6]。

根據《關于推進售電側改革的實施意見》，3類售電公司類型分別為：電網企業的售電公司；社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司；獨立售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

2016年，國家加快向社會資本放開配售電業務，競爭性電力市場初具規模。一方面，制定出臺《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》，建立了市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度，提出以增量配電設施為改革基本單元，打破了傳統意義上的“供電營業區”界限。此外，以前按電壓等級來劃分配網，這次文件對這個辦法有所突破，為社會資本進入售電側，建設售電配網創造了條件。另一方面，組織開展增量配電業務改革試點，公布了105個增量配電業務改革試點項目，為社會資本參與增量配電業務提供了示范。

3.2 售電側改革存在的問題

一是在電改政策還沒有更多細化方案的前提下，當前電力交易市場暴露出了諸多問題。例如，用電市場沒有激活起來，用戶側響應不夠。目前全國已成立售電公司超過6 000家，且增速驚人。但仍有一大半的售電公司尚未開展售電業務。廣東作為電力體制改革推進最快地區，前5批210家售電公司有123家未獲得可交易電量，占比約60%。主要原因還是售電公司無法準確掌握市場規則，擔心市場交易帶來的風險。

二是為爭取更多交易電量保證利用小時數，發電企業出現大幅度的非理性降價，部分售電公司利用交易規則不完善、市場競爭不充分的“機會”，通過擴大發電廠上網電價與用戶銷售電價價差賺取暴利，而沒有將電廠的讓利傳導給終端用戶，違背了電改初衷[7]。

4 推進電力體制改革工作建議

4.1 輸配電價改革

一是逐步取消電價交叉補貼。隨著改革的推進，要充分收集掌握分電壓等級、分用戶類型的電價成本分類歸集，將發達地區和發電資源富余區域的電價交叉補貼取消，然后推廣到全國地區，變“暗補”為“明補”。

二是加快出臺專用網絡以及社會投資增量配電網的輸配電價核定辦法，確保電價與電網公司輸配電價公平性。

三是確定跨省線路輸配電價水平。跨區跨省電網項目、特高壓直流工程、特高壓交流工程等資產歸屬主體復雜的，應按投資單獨核定輸配電價，促使投資主體主動、準確預估投資規模，將準許收入和輸配電價的核定與社會用電量和負荷預測有效結合起來，保證實際營業收入與投資預測收入盡量接近，避免大的偏差影響跨區域線路投資。

四是遼寧目前電價在全國較低水平，且政府性基金仍然較高，應該結合地區經濟發展實際，適度降低政府性基金征收標準，讓利于用戶。

4.2 電力市場改革

一是加速發用電計劃放開，并保證發電側、用電側同步放開，避免某一方利用不充分競爭獲取改革紅利，而沒有將讓利傳導給用戶。同時，擴大市場化交易電量比重，實現改革紅利向終端用戶傳導。

二是引入省外低價電，促進市場競爭。一方面促使省內發電企業加強競爭意識，降低發電成本，另一方面招商引資，擴大產能提振遼寧經濟。

三是提高調峰輔助服務的補償力度，放寬調峰價格限制，提高補償力度，促進電力調峰輔助服務進一步發展；積極開展電力現貨市場改革，直接利用電力價格引導市場主體參與調峰，通過市場的手段降低調峰成本，提高能源利用效率；考慮到電蓄熱供暖可以直接替代燃煤鍋爐，能夠有效解決大氣污染問題，社會效益顯著，在電力過剩的背景下，建議加大調峰補償力度外，給予電蓄熱適當的優惠目錄電價政策。

4.3 售電側改革

一是加快推進落實“電化遼寧”戰略，提高電能占終端能源消費比重，實現度電成本降低。

二是對各類售電公司采用公開透明的市場回報率，售電公司運營初期可參照現有電網企業的回報率，防止售電公司逃避社會責任，賺取暴利。

三是政府需要盡快出臺相關增量配電網建設、運維標準，保證社會資本投資的增量配電網建設水平和服務質量。

四是應該避免發電企業在試點區域同時投資電源、配電和售電業務，形成新的發輸配售壟斷。

5 結束語

本文概述了電力體制改革的相關進展情況，并重點解析了新近出臺的配套文件。從輸配電價改革、電力市場改革、售電側改革三大方面進行了論述和解讀，剖析了電改過程中存在的問題，最后針對如何降低終端用戶電價水平，提振遼寧經濟發展，提出推進電力體制改革所需要重點開展的工作建議。文中主要觀點可供監管部門和電網企業參考。

[1] 國家發展改革委價格司. 省級電網輸配電價定價辦法(試行)[Z]. 發改價格[2016]2711號.

[2] 國家發展改革委. 電力中長期交易基本規則(暫行) [Z]. 發改能源〔2016〕2784號.

[3] 國家發展改革委. 關于推進電力市場建設的實施意見[Z]. 發改經體[2015]2752號.

[4] 國家發展改革委. 關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿) [Z]. 2016.

[5] 宋卓然，趙 琳，焦 勇. 電力體制改革下的遼寧電網發展研究[J].東北電力技術，2016，37(5):5-9.

[6] 國家發展改革委.關于推進售電側改革的實施意見 [Z]. 發改經體[2015]2752號.

[7] 于勝蓉. 談談對電力體制改革的幾點看法[J]. 東北電力技術，2001，22(5)：50-52.

Research on Development of Liaoning Power Grid Based on Electric Power System Reform

SHEN Fang1，SONG Zhuoran1，ZHANG Mingli1，LIU Yang2，WANG Ye1

(1. State Grid Liaoning Electric Power Company Limited Economic Research Institute, Shenyang，Liaoning 110015, China; 2.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

The electric power system reform has entered into the stage of full implementation.Both the government supervision departments and the power grid enterprises as well as the power generation enterprises have been confronted with new problems and challenges.This paper firstly reviews the power system reform relevant documents promulgated by the government since 2016,from the country and the major provinces aspects.Then the interpretation and development of the relevant documents has been made,including the electricity price reform,the construction of the electricity market,the release of the sale of electricity.The problems in the reform process of the three aspects are discussed.The work on promoting the reform of electric power system is put forward.

electric power system reform；electricity price reform；the construction of the electricity market；the release of the sale of electricity.

F426.61

A

1004-7913(2017)05-0001-05

國網遼寧省電力有限公司青年研究促進費資助項目(5222JJ14001D)

沈 方(1963)，男，學士，高級工程師，研究方向為電力體制改革與電力系統規劃。

2017-03-01)