中國網財經3月30日訊(記者 李春暉) 作為新一輪電力體制改革頂層設計方案的中發“9號文”發佈至今已經一週年，昨日國家發改委召開新聞發佈會，公佈了輸配電價改革的階段性成果：發改委已經批復了第一批參與輸配電價改革試點的五省區電網企業第一個監管週期(2016-2018年)的准許收入和輸配電價水準，五省區輸配電價降價空間達到55.6億元。

　　發改委新聞發言人施子海表示，第一批輸配電價改革試點成果落地，表明我國已初步建立了以電網有效資産為基礎，保障電網安全運作、滿足電力市場需要的獨立輸配電價機制。

3月29日發改委召開輸配電價改革相關情況新聞發佈會

　　破冰、起步和擴圍

　　第一批輸配電價改革試點成果落地

　　上一輪電力體制改革要追溯到2002年的國發“5號文”，即“廠網分開、主輔分離”，將原國家電力公司拆分為五大發電集團和兩大電網公司，打破了電力體系的大一統；新一輪電力體制改革則以2015年3月發佈的《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(簡稱中發“9號文”)為標誌，總體思路是“管住中間，放開兩頭”，推進市場化。

　　何為“中間”和“兩頭”？從生産環節的縱向上來看，電價廣義上可以分為：上網電價、輸配電價、銷售電價。上網電價是發電企業售電給電網企業的價格，銷售電價則是電網企業售電給用電企業和個人的價格，此二者即“兩頭”。在新電改以前，政府對上網電價和銷售電價實施管制，但對“中間”環節的輸配電價則並不進行單獨核定，輸配電價只能用“銷售電價減去上網電價”來籠統估算。於是電網企業在中間吃“購銷差”，而外界對真實的輸配電成本則雲裏霧裏。

　　輸配電價改革就是“管住中間”的關鍵改革措施，目的是轉變對電網企業的監管模式，打破電網在“買電”和“賣電”兩頭的“雙重壟斷”，為電力價格市場化奠定基礎。簡單地説，過去電網企業是吃兩頭、賺差價，改革後將按照“准許成本加合理收益”的原則收取“過網費”。

　　輸配電價改革工作自2014年深圳電網試點“破冰”，2015年在蒙西電網 “起步”，然後又在湖北、寧夏、安徽、雲南、貴州五個省區“擴圍”。

　　如今上述五省區的試點改革已經取得成果。發改委新聞發言人施子海在昨日的發佈會上表示，國家發改委已經批復了五省(區)電網企業第一個監管週期 (2016-2018年)的准許收入和輸配電價水準，由相關省(區)價格主管部門對外公佈。參加第一批改革的五省區輸配電價降價空間達到55.6億元。

　　施子海表示，第一批輸配電價改革試點成果落地，表明我國已初步建立了以電網有效資産為基礎，保障電網安全運作、滿足電力市場需要的獨立輸配電價機制，實現了電網企業監管模式的轉變，有利於強化電網企業自我約束，提高效率、降低成本；有利於電網企業無歧視向所有用戶開放，通過競爭提高電力市場運作效率，促進電力供應和需 求總量平衡、結構優化；有利於推動電力市場交易，為擴大市場形成電價範圍創造條件。

　　今年，輸配電價改革試點將繼續擴圍。3月初，發改委下發《關於擴大輸配電價改革試點範圍有關事項的通知》，將北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12 個省級電網和經發改委、國家能源局審核批復的電力體制改革綜合試點省份的電網，以及華北區域電網納入輸配電價改革試點範圍。

　　成本監審採取“異地審核” 核減不合理成本160億

　　改革後的輸配電價由“准許成本+合理收益”構成，其中輸配成本核定為定價關鍵。

　　華北電力大學校教授張粒子錶示，政府價格主管部門按照輸配電價成本監審辦法，核定電網企業用於輸配電服務的合理費用。“兩個關鍵詞，第一個是用於輸配電服務的，第二個是合理的費用。” 張粒子稱。

　　也就是説，輸配電價的成本核定要求嚴格與輸配電服務相關，與輸配電服務不相關的成本要剔除掉，不能放在定價成本裏用於定價；另外進入定價成本的費用應該符合輸配電服務的需求，不符合需求的也要從定價成本裏剔除。

　　去年，國家發改委會同國家能源局指導相關地方價格主管部門成本調查和監審機構、國家能源局派出機構組成了5個聯合監審工作組，用四個月左右的時間對第一批試點的五省區開展成本監審工作，剔除或核減了與電網輸配電無關的資産和不合理的成本，約160億。在五個省區來算，核減的比例平均約16.3%。

　　在成本監審工作當中，主管部門組織啟動了“異地監審”，不是由本地來開展成本監審。“比如雲南省的成本監審工作，是由廣東省成本調查隊開展監審的，既保證了成本監審口徑的統一，同時又保證了以第三方名義進行監審的客觀性和公正性。所以在整個工作當中國家在這方面發揮了重要的作用。” 雲南省物價局局長郭繼先表示。雲南是水電大省，也是第一批參與輸配電價改革試點的五個省區之一。雲南經核審後的輸配電成本比2014年電網企業的購銷成本相比核減了30.36億，核減比例達到13.4%，降價的水準與2014年購銷差相比降低1.01分/度。

　　根據成本監審的結果，並綜合考慮第一個監管週期的投資增長、電量增長因素，國家發改委已經批復了五省(區)電網企業第一個監管週期(2016-2018年)的准許收入和輸配電價水準，由相關省(區)價格主管部門對外公佈。

　　國家發改委價格司巡視員張滿英在發佈會上表示，將對電網的經營和價格的情況建立定期報告制度，建立一個成本歸集體系，加強日常監管；還將建立激勵和約束相結合的機制：一是電網企業在核定准許成本基礎上，節約和降低的成本，可以在電網企業和用戶中間分享，二是價格主管部門和有關部門考核電網的管理、經營效率和服務品質，凡是達到規定目標的就獎勵，沒有達到規定目標的就懲罰。

　　雲南電力交易市場化成績單：每度電降價1毛8厘

　　輸配電價制定後，電網企業將在電力市場交易中處於中性角色，有利於電網企業無歧視向所有用戶開放，通過競爭提高電力市場運作效率；也有利於推動電力市場交易，為擴大市場形成電價範圍創造條件。

　　第一批參與輸配電價改革試點的五省區之一的雲南省，就在輸配電價改革的同時嘗試性地開展了電力市場化交易。

　　雲南省物價局局長郭繼先在發佈會上表示，雲南省利用輸配電價改革來推動電力市場化交易，在去年做了相關嘗試工作。“我們在輸配電價改革的同時嘗試性地開展了電力市場化交易，通過市場化交易的電量，省內工業用電達到320億千瓦時，佔省內工業用電量45%多一些，接近一半。”郭繼先表示。

　　郭繼先稱，電力市場化交易最直接的效果是降低了企業的用電成本。“電價通過直接的電力市場交易降價了，企業的用電成本實質性的降低。這也是在當前整個電力供需比較寬鬆的情況下，擁有選擇權的電力用戶通過與發電企業直接交易，降低成本，為電力用戶帶來了直接的改革紅利。”郭繼先透露，雲南省去年參與市場化交易的320億千瓦時電量綜合平均下來，每千瓦時電價降低了1毛零8厘，為參與交易的企業減輕負擔35億。

　　郭繼先還表示，通過市場化交易價格信號，及時向兩端進行傳遞，也發揮了價格調解供需的作用。“市場交易價格信號能夠及時有效地傳遞到兩端，有利於促進電力的生産和消費，使生産和消費都能夠健康發展；傳導到電源建設中，有利於控制建設成本；傳導到用戶側，可以直接降低電力用戶生産成本。”郭繼先稱，“下一步我們儘量通過探索改革傳遞到電力用戶，也可以引導電力消費。”

　　雲南電力市場化交易模式可以簡稱為“3134”模式。“三個主體”：即雲南電力市場中的售電主體、購電主體、輸電主體。“一個中心”：即雲南電力交易中心。“三個市場”：即雲南電力市場中的省內市場、省外增量市場、清潔能源市場3個電力交易市場。“四種模式”：即雲南電力市場中現有的直接交易、集中競價交易、掛牌交易、發電權交易4種交易模式。

　　其中，電力交易中心主要負責電力市場交易的組織、結算和管理，為各市場主體提供電力交易的優質服務。日前，國家發展改革委、國家能源局印發《關於北京、廣州電力交易中心組建方案的復函》，通過了北京和廣州的電力交易中心組建方案。3月1日，北京電力交易中心、廣州電力交易中心分別舉行了掛牌儀式。分析人士認為，此舉是中國電力市場化交易改革的重要進展。