深圳新電價機制獲批 電網三年減收24億

　　本報記者 王秀強 北京報道

　　作為電改的新動作，近日國家發改委正式批復深圳市輸配電價改革試點首個監管週期電網輸配電准許收入和輸配電價。

　　2015年-2017年深圳市電網輸配電價水準分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年的每千瓦時0.1558元下降1分多錢。

　　根據預測，2015年-2017年深圳供電局銷售電量分別為778.45億千瓦時、811.02億千瓦時和846.71億千瓦時。據此測算，深圳供電局在2015年將減少近7億元經營收入，三年累計約減收24億元。

　　國家發改委稱，此次核定深圳市輸配電准許收入和輸配電價，標誌著輸配電價改革試點邁出實質性步伐。改革的最大亮點是，改變了對電網企業監管方式，電網不再依靠購銷差價獲利，政府對電網准許成本、准許收入實行監管，制定獨立輸配電價。

　　輸配環節成本待公開

　　核定輸配電價是電價體制改革的關鍵。與外界預期相比，深圳輸配電價水準高於之前的估計，也高於發改委批復的部分省份電力直接交易輸配電價。

　　在明確平均輸配電價同時，發改委公佈深圳分電壓等級的輸配電價，電力用戶或市場化售電主體可按其接入電網的電壓等級支付輸配電價。

　　2010年6月，國家發改委批復核定浙江、江蘇和重慶電力直接交易試點輸配電價，輸配電價(不含線損)標準分別為，浙江省每千瓦時0.119元，江蘇省每千瓦時0.129元，重慶市每千瓦時0.113元。對比發現，三地價格水準均低於深圳。

　　根據深圳試點方案，輸配電價總水準等於輸配電總准許收入除以總輸配電量;准許收入=准許成本+准許收益+稅金。准許收益等於可計提收益的有效資産乘以加權平均資本收益率。准許成本由折舊費和運作維護費構成。

　　折舊費是指電網企業按政府價格主管部門核定的輸配電固定資産原值和定價折舊率計提的費用。運作維護費是指維持電網企業正常運作的費用，包括材料費、修理費、職工薪酬和其他費用。

　　一位深圳本地電力企業人士認為，電網輸配環節成本一直處於模糊狀態，准許成本涉及的項目複雜，並且不對外公開。下游電力大用戶對降低輸配價格的呼聲很大，如果中間環節價格水準確定，電廠也可以據此確定自身在市場經營中的策略。

　　此外，在終端電價中包含多項政府基金及附加，如國家重大水利工程建設基金、水庫移民後期扶持基金、農網還貸資金、城市公用事業附加、可再生能源電價附加等。原國家電監會數據顯示，2009年隨銷售電價徵收的政府性基金和附加，全國平均水準為26.83元/千千瓦時。

　　根據發改委要求，輸配電價改革成果要惠及廣大電力用戶，要求廣東省發展改革委根據2015年輸配電價水準降低情況相應下調深圳市銷售電價。

　　上述電力企業人士認為，當前深圳電力總體供大於求，輸配電價確定後，未來終端電價的降低主要由發電企業讓利，“電廠之間爭奪電量的競爭加大，是大勢所趨”。如果未來放開售電側市場，由於輸配環節定價偏高，售電側市場主體參與的積極性也將受挫。

　　擴大試點範圍

　　深圳輸配電價出臺僅是電改的一部分。從改革的邏輯上，在制定獨立輸配電價、改變電網經營模式後，需要搭建獨立交易平臺，通過配套改革建立新電力市場。記者獲悉，目前深圳市發電企業、用戶正在等待改革後新價格機制的建立。

　　根據《深圳市輸配電價改革試點方案》，在獨立輸配電價體系建成後，積極推進發電側和銷售側電價市場化。鼓勵放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發電、售電價在形成機制上分開。

　　參與市場交易的發電企業上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自願協商、市場競價等方式自主確定，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費。參與電力市場的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含損耗)和政府性基金組成;未參與電力市場的用戶，繼續執行政府定價。

　　此外，在深圳市電網試點後，國家發改委已批復內蒙古西部電網啟動輸配電價改革試點，內蒙古自治區發改委正在著手制定相關方案。2015年將在此基礎上，不斷積累經驗，完善政策，進一步擴大試點範圍，為全面推進輸配電價改革創造條件。

　　有電力專家認為，應儘快推動試點範圍的擴大，改變電網經營模式，建立獨立的調度、交易平臺，為後續電力市場化改革奠定基礎。

　　華北電力大學教授曾鳴提醒，與其他省市相比深圳試點具有極強的個性，深圳電網不是一個完整的省級電網，基本沒有交叉補貼，發電側的情況也與大部分省差異較大，輸配電價試點需要因地制宜，不能一概而論。