我國輸配電價改革的機制和方法探索

新一輪電力體制改革啟動以來，輸配電價改革試點率先推開。2015年“有序推進電價改革，理順電價形成機試點制”，其中的首要任務又是“單獨核定輸配電價”?？梢姡斉潆妰r改革的重要性和輸配電價改革先行的必要性。

1、輸配電價機制改革的積極作用

中央電改9號文對輸配電價改革提出的具體要求是：輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”(即準許收入)原則，分電壓等級核定。“用戶或售電主體按照其接入的電網(wǎng)電壓等級所對應的輸配電價支付費用。”這與以往的輸配電價相比，在價格形成機制上有本質的差異。

(一)單獨核定輸配電價改變了電網(wǎng)企業(yè)的盈利模式，順應電力市場化建設的要求過去，除了部分跨省跨區(qū)輸電工程之外，我國沒有獨立的輸配電價，電網(wǎng)企業(yè)通過購銷差價獲得收益，即按國家制定的銷售電價(亦稱為目錄電價)向電力用戶售電，按國家制定的上網(wǎng)電價從發(fā)電企業(yè)購電，購、售電費的差額即是電網(wǎng)企業(yè)的輸配(售)電服務收入;對各電壓等級各類電力用戶的銷售電價與當?shù)仄骄暇W(wǎng)電價(或煤電標桿電價)之差，被視為輸配電價。

這種情況下，電網(wǎng)企業(yè)的收入不僅與用電需求和用電量結構(即各電壓等級各類用戶的用電量比例)密切相關，還與上網(wǎng)電價和銷售電價水平有關。

在“按‘準許成本加合理收益’原則核定電網(wǎng)企業(yè)準許總收入和輸配電價”以后，發(fā)電企業(yè)競價上網(wǎng)或與大用戶及售電公司進行電力交易，成交價格與電網(wǎng)企業(yè)的收益無關，發(fā)電上網(wǎng)電價下降直接傳導給電力用戶，而不會給電網(wǎng)企業(yè)帶來額外的收益，電網(wǎng)企業(yè)要靠降低成本來提高其輸配電服務的收益率，也為發(fā)、用電價格市場化創(chuàng)造了條件。

(二)建立先進的準許收入管制機制有利于保護電力用戶的利益，避免電網(wǎng)企業(yè)獲取高額利潤電網(wǎng)企業(yè)的輸配電服務總成本主要是與其輸配電資產(chǎn)強相關的固定成本，除了輸配電能損耗之外，與其實際輸配電量的數(shù)量關系較小。因而，對具有自然壟斷性的電網(wǎng)企業(yè)，采用“準許成本加合理收益”即準許收入的管制方式，不僅有利于保證輸配電成本的回收，而且還可以避免電網(wǎng)企業(yè)利用其自然壟斷地位獲取高額利潤，保護電力用戶的利益。

(三)建立嚴格的輸配電價定價成本監(jiān)審制度，有助于抑制輸配電價水平上升

改革后的輸配電價定價成本，是按照《輸配電價定價成本監(jiān)審辦法(試行)》規(guī)定的用于輸配電服務的合理成本，而不是按照電網(wǎng)企業(yè)的會計成本來核定，與輸配電服務無關的投資也不能不列入，這避免了電網(wǎng)企業(yè)成本中不符合辦法規(guī)定的輸配電服務之外費用和投資成本計入輸配電價，促進電網(wǎng)企業(yè)降低無效成本、提高效率，特別是在當前電力需求增長明顯放緩的新常態(tài)下，能夠有效地抑制輸配電價水平上升。

2、輸配電價改革試點的成效和經(jīng)驗

是按照電改9號文及其配套文件的要求，建立了獨立核定輸配電價的新機制;二是探索了幾個難點問題的解決方案;三是對五個省區(qū)核定了獨立的輸配電價水平。

(一)關于獨立核定輸配電價的新機制

基于先進的能源管輸網(wǎng)絡管制經(jīng)濟理論和國際經(jīng)驗，并結合我國電網(wǎng)實際，通過輸配電價改革試點工作，建立了更加科學、規(guī)范和透明的輸配電價形成機制。這套機制包括輸配電價定價成本監(jiān)審制度和辦法、準許成本和合理收益的核算辦法、輸配電價水平的測算辦法，以及對電網(wǎng)企業(yè)節(jié)約成本的激勵約束相融機制等。

(二)關于幾個難題的處置經(jīng)驗

獨立核定輸配電價是一項復雜的系統(tǒng)性工作，不僅涉及規(guī)范的準許成本和合理收益核定制度以及科學的定價方法，還涉及到一系列原有電價體系和機制遺留下來的問題。

1.輸配電價結構優(yōu)化問題。此次輸配電價改革要為電力市場化交易創(chuàng)造條件。在電力市場化交易中，在沒有阻塞的地區(qū)和時段，不同一次能源使用成本、不同地理位置的發(fā)電機組的上網(wǎng)電價是一樣或趨同的，如果遠離共用輸電網(wǎng)的電廠接入成本都由電力用戶分攤，不僅造成發(fā)電企業(yè)之間競爭的不公平，而且使電力用戶承擔了更多的輸電成本，同時還會誤導電源規(guī)劃、降低電網(wǎng)投資運行效率。因此，在云南電網(wǎng)輸配電價改革試點中提出了優(yōu)化輸配電價結構，實行電廠接入價的解決方案。

2.輸配電成本歸集和分攤問題。目前我國輸配電成本的統(tǒng)計管理還比較粗放，適于以往的大一統(tǒng)管理方式，而不適應新輸配電價形成機制下的精細化測算數(shù)據(jù)要求。比如，電網(wǎng)企業(yè)的一些資產(chǎn)同時服務于不同電壓等級的用戶乃至同一電壓等級不同類用戶，還需要歸集或分攤到各電壓等級的輸配電成本中，以便于公平、合理地制定各電壓等級的輸配電價水平。

3.交叉補貼問題。我國現(xiàn)行的銷售電價體系存在多方面的價差補貼問題：一是不同電壓等級電力用戶之間的供電成本交叉補貼;二是同一電壓等級不同電力用戶之間的供電成本交叉補貼;三是一省內(nèi)不同地區(qū)電力用戶之間的供電成本交叉補貼。目前這些交叉補貼都混為一談，都靠輸配電價解決不是一個長久的辦法。否則，一方面，隨著大用戶直接交易規(guī)模的不斷擴大，承擔發(fā)電成本和輸配電成本雙重交叉補貼的大工業(yè)用戶陸續(xù)進入市場，這些大工業(yè)用戶原來承擔的交叉補貼的發(fā)電成本浮出水面，將造成電網(wǎng)企業(yè)平衡賬戶的巨額虧損，沒有疏導的途徑;另一方面，一些原來低價發(fā)電的機組，在市場化后將獲得高額利潤。因此，一些試點省份提出有電網(wǎng)企業(yè)與原有低價發(fā)電的發(fā)電企業(yè)簽訂長期合同，按低買低賣的方式將這些低價電能供應給居民、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和公益性電力用戶，以彌補部分或全部交叉補貼的發(fā)電成本。這是一條處置交叉補貼的有效的途徑和嘗試。

(三)核定獨立的輸配電價水平

已經(jīng)對五個省區(qū)核定了獨立的輸配電價，并且通過實行嚴格的成本監(jiān)審制度，五省區(qū)輸配電價定價成本與電網(wǎng)企業(yè)申報成本相比平均核減了16.3%，為試點地區(qū)的大工業(yè)電力用戶減輕了電費負擔。

3、今后面臨和需要重視的問題

雖然我國輸配電價改革試點已經(jīng)取得了一些成效和經(jīng)驗，但仍存在尚未解決的問題，而且隨著電力交易市場化的深入和市場模式選擇不同，輸配電價還將面臨的新問題有待改進。

(一)促進定價成本管理精細化

進一步研究和探索輸配電價定價成本歸集和分攤方法的規(guī)范。在此基礎上，促進電網(wǎng)企業(yè)的定價成本管理精細化，以適應科學測算輸配電價水平的數(shù)據(jù)需要。同時，降低輸配電價管制成本，進一步提高輸配電價定價的科學性。

(二)進一步探索優(yōu)化輸配電價結構

科學、合理的輸配電價形成機制，特別是其中輸配電價結構的選擇，與電力市場交易價格的形成機制、電源分布及其發(fā)電成本差異、輸電網(wǎng)架結構及其阻塞情況等密切相關。

因此，還需要在未來的改革實踐中，因地制宜地探索輸配電價結構優(yōu)化問題，使獨立核定的輸配電價在電力市場建設中有效地發(fā)揮促進電力資源優(yōu)化配置、促進可再生能源、分布式能源和低碳能源消納以及提高電力投資經(jīng)濟性等重要作用。

(三)重視機制規(guī)范和完善

輸配電價改革的目的，一方面是改進對壟斷的電網(wǎng)企業(yè)的管制方式，以促進其規(guī)范管理、降低成本，提高政府管制效率;另一方面是促進電力市場化建設，為電力市場交易提供獨立的輸配電服務價格，甚至還可以為電力規(guī)劃提供有效的經(jīng)濟信號。

單獨核定輸配電成本，要按照成本監(jiān)審確定的輸配電準許成本加合理收益來核定合理的輸配電價水平;在核價過程中，保障電網(wǎng)企業(yè)準許成本的回收是基本原則，不易單純追求降低電價水平，要從地方經(jīng)濟對電網(wǎng)的發(fā)展和供電可靠性需求出發(fā)，再合理地選取準許收入核算中的各項參數(shù)，考慮一個甚至多個經(jīng)濟周期內(nèi)不同輸配電價管制周期中收益率和折舊率的靈活配合問題，促進地方經(jīng)濟和電力工業(yè)的協(xié)同發(fā)展。隨著可再生能源、新能源和分布式能源占比的不斷提高以及供電可靠性的提高，可能導致輸配電設備的負荷率和效率的降低。

長遠看，輸配電價格水平有升高的壓力。

(四)穩(wěn)妥處理交叉補貼

各地要密切結合發(fā)電上網(wǎng)電價市場化和售電價格市場化的改革進程，因地制宜地制定逐步減少工商業(yè)內(nèi)部交叉補貼。對于居民和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及公益性電力用戶的交叉補貼問題，應該考慮選擇根本性的解決方案，如認可交叉補貼存在的合理性，將交叉補貼成本均攤到消費的每度電能成本中;或者，使用當?shù)刎斦Y金向一些電力用戶提供必要的電費補貼等等。

獨立核定輸配電價是一項復雜的系統(tǒng)工程，不僅需要建立新機制、采用和規(guī)范新核價方法以及進行大量的測算分析等工作，而且還要與相關電力市場建設工作協(xié)同并進;不僅需要試點和推廣，還是一項需要堅持不懈、不斷改進和完善的長期任務。

附上一篇舊文：【觀局】為地方政府從電網(wǎng)割肉支招

文/張旭東

至今，還沒有一家地方電力交易中心是電網(wǎng)的高層領導親自揭牌的，但重慶做到了。加上之前國網(wǎng)董事長和總經(jīng)理雙雙和重慶領導談電改問題，一時之間，重慶成了焦點。

從目前的情況看，重慶電改的具體實惠并不清楚。不像貴州、云南、廣東等地，尤其是廣東成為競價交易的標桿，貴州則是實惠最多。

不過，從電力數(shù)據(jù)看，重慶已經(jīng)初嘗甜頭。今年7月，重慶統(tǒng)調月發(fā)電量77.4億千瓦時，超計劃13.8個百分點。統(tǒng)調最大發(fā)電電力1575萬千瓦，比去年最大值(1324萬千瓦)高出251萬千瓦。

當然，這主要是因為天氣。更詳細的數(shù)據(jù)并沒有得到，更多實惠也無從談起。外界歡呼的是，重慶的電力交易中心在幾番折沖后，撕開了國家電網(wǎng)下交易中心獨資的口子。

口子有多大?具體是這樣的：

重慶電力交易中心依托國網(wǎng)重慶市電力公司現(xiàn)有交易機構組建，將原電網(wǎng)企業(yè)承擔的交易業(yè)務與其他業(yè)務分離。國網(wǎng)重慶電力出資70%，重慶電力市場主體代表和第三方機構共同出資30%組建。

其中，重慶聯(lián)合產(chǎn)權交易所集團股份有限公司作為第三方機構，代表政府出資11%，重慶市能投集團出資4%，華能國際電力股份有限公司、渝能(重慶)有限責任公司、國家電投集團重慶電力有限公司、神華神東電力有限責任公司、兩江長興電力有限公司分別出資3%。

不過且慢，交易中心掛牌之前還有漫漫長程，這個過程不是一蹴而就的。國家電網(wǎng)一向高高在上的，怎么就屈就了呢?

重慶去年12月確認成為售電側改革，今年2月，首批12家企業(yè)與重慶兩江長興電力有限公司在重慶簽訂售電協(xié)議。彼時簽約達成2016年度售電量1.3億千瓦時，用電企業(yè)平均簽約電價每千瓦時0.6元，至少降低企業(yè)用電成本2600萬元。

彼時，只有暫行交易規(guī)則，輸配電價也沒有核定。就是說簽約電價降低企業(yè)成本2600萬，都是從發(fā)電企業(yè)擠出來的，或者大多數(shù)是從發(fā)電企業(yè)擠出來的。

輸配電價至今沒有更新，還是6年前制定的。發(fā)電企業(yè)讓利了，電網(wǎng)還沒有呢。交易中心之外，重慶可以通過輸配電價核定進一步降電價。幅度?看看已經(jīng)公布的吧，基礎上可以進一步割。

降電價，對電網(wǎng)其實影響不大，電量增加電網(wǎng)還能多收費。但是輸配電價核定后，直接就是割肉，降低多少就是割多少。

在此前漫長的拉鋸時期，重慶電力投資100億在重慶改造和升級農(nóng)網(wǎng)。也算是地方電力公司的努力了。

不過，弱化后的地方電力公司真是實力堪憂，沒法和地方政府進行更多交換。接下來，重慶可以對專網(wǎng)專線、園區(qū)等進行分化，引入市場交易，進一步降低電價。

電網(wǎng)，有還手之力嗎?地方基礎的電力規(guī)劃和建設已經(jīng)基本飽和，地方政府需要電力公司的地方少，地方電力公司卻需要長期在當?shù)刈鍪隆８邔右矒Q了，此一時彼一時，可以說，就這樣了。

當然，電力公司可以在當?shù)丶哟笸顿Y，但又如何?投了之后也改變不了新的關系。從相對獨立再到，交易機構人事逐漸落入地方政府手中、結算什么的再努力努力。啊，簡直慘了。

反正政府最擅于摻沙子。之前云南也想著要掌握交易機構的人事任命權，但以失敗告終。不過這是個長久的事情。最不濟可以鼓勵當?shù)氐母黝愂垭姽緩碾娏就诠╇娋珠L，這是個大福利啊。

電網(wǎng)也只能加緊特高壓建設，集中于主干電網(wǎng)了!是不是很美妙?