电力体制改革下的辽宁电网发展研究

宋卓然，赵 琳，焦 勇

（1.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁 沈阳 110015；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

电力体制改革下的辽宁电网发展研究

宋卓然1，赵 琳1，焦 勇2

（1.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁 沈阳 110015；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006）

梳理了2015年以来国家出台的电力体制改革相关文件，概述了先期试点省份电力体制改革情况。分析电力体制改革配套文件中的电价改革、电力市场建设、售电侧放开等核心内容，探讨改革文件中已经明确和尚未明确的管理环节，并针对电网公司如何科学推进电力体制改革进程提出相关建议。最后结合辽宁电网实际情况，提出辽宁省电力体制改革推进建议。

电力体制改革；配套文件；电网公司；电价改革；电力市场

2015年3月16日，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），确定了7个方面的28项任务。2015年11月30日，国家发改委、国家能源局正式公布6大电力体制改革配套文件，标志着新一轮电力体制改革进入全面实施阶段。

2016年1月8日，辽宁省发改委印发《省发展改革委关于请研提贯彻落实（国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知）实施意见和建议的通知》（辽发改能源〔2016〕10号），要求相关政府部门、省电力公司积极、稳妥、有序推进辽宁省电力体制改革，学习借鉴先进省区经验，对《通知》涉及的6方面改革提出贯彻落实实施意见及相关建议。

截至2015年底，国家发改委、国家能源局已批复云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点；深圳市、内蒙古西部、安徽省、湖北省、宁夏自治区、云南省、贵州省7省区开展输配电价改革试点；2016年2月，重庆作为首批售电侧改革试点正式启动；山西成为全国第三个综合试点省份。2016年全年国家发改委计划选取5～10家省级电网和1～2个区域电网进一步扩大试点，以电力体制改革综合试点为主、多模式探索的改革试点格局已经初步建立。

电力体制改革涉及电价改革、电力市场建设以及售电侧改革等多方面问题，一些问题已经达成共识，但仍有相当细节问题仍需进一步探讨。电网企业如何按照国家既定政策推进电力体制改革，提高合理收入，提升服务水平是急需研究和面对的重点问题。特别是辽宁作为东北重工业基地，面临着经济下行、用电市场需求不旺的巨大压力，在辽宁地区科学有序推进电力体制改革意义重大。

1 电力体制改革核心内容解读

1.1 电价改革进展

电价机制是电力市场机制的核心，输配电价又是电价形成机制的重点内容。为扎实推进输配电价改革，建立对电网企业的成本约束机制的探索，2015年6月17日，国家发改委和国家能源局联合印发了《输配电定价成本监审办法（试行）》。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，国家发展改革委组织部署成本监审人员对安徽、湖北、宁夏、云南和贵州5个输配电价改革试点省按照《办法》开展成本监审工作。

输配电定价成本包括折旧费和运行维护费。折旧费指按与输配电服务相关的固定资产原值和一定折旧率计提的费用。运行维护费指电网企业维持电网正常运行的费用，包括材料费、修理费、职工薪酬和其他费用［1］。

准许收益按照有效资产乘以加权平均资本收益率计算。有效资产是指电网企业投资形成的，为提供输配电服务所需的，允许计提一定投资回报的资产。分为一般性有效资产（固定资产净值、无形资产净值、营运资金）和政策性有效资产。

加权平均资本收益率＝权益资本收益率×（1－资产负债率）＋债务资本收益率×资产负债率（1）

与深圳、蒙西试点方案相比，新的试点方案有了一定的变化。一是增量资产对应的材料费、修理费和其他费用标准有所变化；二是加权资本收益率取值方式更加有弹性；三是取消了投资变化对准许收入和输配电价调整机制；四是在云南的方案中引入了电源接入价格机制。

输配电价改革将对电网公司的监管环境、盈利模式等诸多方面产生复杂而深刻的影响。改革后电网公司的盈利模式将由获取购销价差转变为输配电准许总收入，经营业绩将由主要依赖电量增长转变为有效资产增长和运营效率提升；输配电价成本也将受到严格的政府监管和社会监督。

1.2 交易机构与电力市场建设进展

电力市场建设的总体要求是建立公平、规范、高效的电力交易平台。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场［2］。

电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，市场模式主要分为分散式和集中式两种；电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，其中，区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。

电力市场的建设不同于电价改革、交易机构建设等几个领域，它是一个相对长期的过程。在综合试点省份的实施方案中也仅仅是提出经过5年或更长时间全面建成电力市场化体系［3］。

文件要求交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。

山西作为配套方案出台后的第一家综合试点省份，交易机构采用电网企业相对控股的公司制，即山西电网相对控股、其他各方参股。在国内这种“相对独立”的形式是第一次采用。

1.3 发用电计划放开

发用电计划放开是促进电力市场体系建设的重要组成部分。总体思路可以概括为两个建立和市场化，即通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划［4］。

文件提出逐步放大直接交易比例，但在实际操作中，计划电量与市场电量的关系，公益性用电量与调节性发电量的关系以及偏差电量的出力都是在试点改革中需要摸索解决的问题。

1.4 售电侧改革

售电侧改革指导思想是向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。9号文提出“稳步推进售电侧改革，有序向省会资本放开配售电业务”。配套文件进一步明确，售电侧市场主体包括电网企业、售电公司和用户。其中，售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务［5］。

电力体制改革中，管住中间、放开两头是深化电力体制改革的体制架构。增量配电投资业务放开主要有两个目的：一是引入社会资本，将配电网建设的资金来源扩宽；二是探索自然垄断行业的混合所有制发展模式。

对于增量配电业务的定义此前并没有明确，但在山西的实施方案中，规定“对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电业务”。按照这种定义，一大批电网企业供电的专线用户、专变用户会被划入“增量”的范畴，而不仅是时间上新增的配电业务。

2 电网企业面临的主要问题及应对措施

2.1 电价改革

改革后，政府对电网企业价格的监管方式将由“先投资、再核价”的事后监管改变为“先核价、再投资”的事前监管，对电网投资、资产管理等方面有较大影响。

投资方面，电网投资、售电量增长和电价水平的矛盾更加突出。若售电量持续降低，电网企业将面临电网投资被核减、电价水平被压低的风险。电网企业增量有效资产认定面临困难。一是资产认定口径不清，二是现行手续不全，三是营销、信息化专项投资需要规范。此外，电网企业的电网规划计划周期与监管不对应，内容广度、深度不能适应监管新要求。

资产管理方面，一是亟需梳理输配电监管资产和非监管资产界面，实行分类管理。二是部分单位固定资产存在账实不符问题，不满足监管要求。三是固定资产卡片信息需要完善，满足分用户类别、分电压等级输配电价核定要求。

在核定折旧费、修理费过程中，需要建议有关部门考虑电网企业实际和地区性差异。折旧费由定价资产固定资产原值和定价折旧率计算得出。定价资产范畴方面，除配电资产外，维持电网运营所需的科研、检修、办公、物资仓储、后勤保障等相关固定资产，也应该纳入计提折旧的定价资产范畴。

定价折旧率取值方面，从各地电网实际情况看，不同地区电网所处发展阶段、自然环境、社会经济发展水平和承受能力存在较大差异。部分东部地区电网相对完善，负荷增长相对平稳，投资增速下降，可选择较低折旧率；但西部地区经济仍处于发展阶段，电网建设和投资要求较高，需要较高折旧率水平满足电网发展需要。

运行维护费率取值方面，应建立合理的增长机制，不划定统一标准，采取存量据实核定，增量不设上限，按历史年度费率水平核定。

2.2 交易机构及电力市场建设

配套文件建议电力市场按照“国家－区域－省”的模式建设，这与电网企业现有的运作方式有所不同，电网企业的运行效率面临挑战。

电力市场是我国的基础性市场，长期以来形成以省为实体的行政、财税管理体系和经济发展格局，电力也是如此，目前约八成的电力交易在省内完成，且销售电价确定也以省为价区。考虑到提高资源配置效率，减少市场层级等方面因素，电网企业仍需要坚持“国家－省”的建设模式。

从实际运行角度看，中长期市场和现货市场是有机统一的，坚持中长期交易为主是国际电力市场运作的成熟经验，可以有效避免市场波动风险。现货市场具有电能市场的物理特性，从电网安全、可靠、经济运行的角度应该由调度机构负责运行组织。随着风电、光伏等清洁能源的迅速发展，清洁能源的波动性与随机性，以及电厂最小运行方式、电网调峰调频调压都需要靠调度部门实时解决。因此，合理确定地区现货市场模式和建设阶段是电网公司需要完成的前期工作之一。

交易机构组建方面，最新出台的山西综合试点实施方案，交易机构是按照电网公司相对控股形式组建，这种形式对于电网公司运行现状冲击较大。

为了电改工作的稳步推进，电网企业需要与地方政府沟通，文件要求交易“相对独立”，区别于“独立”，重点不在于体制上的切割，而是确保业务分开运行，交易公开透明、公平规范，并接受政府监管，宜采用分公司或者全资子公司的组建方式。交易机构在电网内部设立，有利于调度与交易业务的协调配合，加强市场交易与电网运行信息的共享；有利于降低交易成本需要，充分利用电网企业现有的交易相关软硬件、技术人员及场所；有利于提高市场运营效率，利用电网企业已经形成的深度融合、实时协调、高效协作的专业队伍，充分发挥交易、调度、发展、财务、营销业务协调配合，促进市场交易信息的及时发布。

2.3 发用电计划放开

发用电计划放开是电力市场体系建设的重要组成部分，为了有序推进，电网企业与政府需要做好几个方面的工作。一是要统筹好计划与市场的关系。参与市场与不参与市场的发电企业、用户之间的利益关系需要平衡。参与市场发电的电量比例需要合理控制，特别是改革初期应确保计划电量部分的收益能够维持大部分发电企业基本运营。

二是处理好公益性用电调节性发电电量关系。一般情况下计划电量中公益性用电量与调节性发电量不匹配，需要通过减少市场电量调节差额。当调节性发电量高于公益性用电量时（如可再生能源发电大省），计划发电量多出部分宜按照市场成员共担原则，由电力用户按购电比例分摊。当调节性发电量小于公益性用电量时，公益性用电量不足部分宜由非调节性电厂按发电机组容量分摊。

三是控制发电市场准入条件。参与市场交易的电源结构将直接影响电网公司的购电成本和收益，如低价水电比重较大时，导致电网公司购电结构中火电比重上升，推高购电成本。

四是控制自备电厂准入条件。自备电厂自发自用部分必须按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费，并履行辅助服务义务，余量可参与市场交易，但发电容量必须与交易电量匹配。余热、余压等资源综合利用类自备电厂，受发电特性影响，原则上不进入市场交易，建议依据成本补偿原则确定余电上网电价，并纳入调节性发电计划。

2.4 售电侧改革

售电侧改革对电网公司营销工作影响较大。售电主体的增加，会导致部分优质客户流失，影响电网公司收入和利润。在独立、合理的输配电价和销售电价机制形成前，输配电价水平也可能面临较大风险。

供电营业规则等不再使用，维护供用电秩序压力增大。国家组织对电力法进行修订，关于供电营业厅专营、电能计量法定授权、用电检查及反窃电执法权等争议较大规定将面临调整，对电网企业经营模式带来较大冲击。

增量配电投资业务主要包括新建用户接网专线、自供区配电网以及新建的供电范围清晰且相对独立的配电网络。用户接网专线工程数量多，但规模小，专用属性较强，应由受益方（用户）承担成本，对电网公司影响不大。自供区配电网工程应根据9号文要求以混合所有制方式投资运营，并由电网企业绝对控股，各方共同收益。

发电企业及含自备电厂企业若参与增量配电业务，容易形成新的厂网部分、政企部分的问题，造成发输配售一体化垄断，因此电网公司应该与国家发改委积极沟通协调，加强顶层设计，按照先专线后网络，先试点后推广，鼓励混合所有制的思路，稳步推进。建议分三个阶段实施：

第一阶段（2015—2017年），在输配电价改革试点省份放开新建用户接网专线投资业务；研究混合所有制方式放开自供区配电网络投资业务。

第二阶段（2018—2020年），在全国放开新建用户接网专线投资业务；选择省份试点以混合所有制方式放开自供区配电网络投资业务；研究以混合所有制方式放开新建配电网投资业务。

第三阶段（2020年以后），全国以混合所有制方式放开自供区配电网络投资业务；以混合所有制放开新建配电网投资业务。

3 辽宁电网主要工作

3.1 电价改革

辽宁作为非试点地区，应该未雨绸缪，同步开展成本调查，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况。在此基础上，以有效资产为基础测算电网准许总收入和分电压等级输配电价，为全面推进电价改革做好前期准备工作。

辽宁电网企业需要密切跟踪改革动向，合理安排未来的改革工作；建议采取增量改革思路，结合辽宁地区实际特点，制定合理的折旧率和资本收益率参数，帮助政府相关部门正确、全面认识电价改革；适应改革和监管要求，优化调整管理策略；加快建立科学合理的输配电价体系，争取科学的输配电价机制，以外部改革促进管理提升。

3.2 交易机构及电力市场建设

辽宁电网企业需要优化调整交易中心现有职能，理清交易业务与电网业务界面。对于与市场交易密切相关的业务，如市场准入、交易组织、市场交易计划、交易调整、交易执行等需要进一步完善和加强。对于与电网企业自身利益相关的业务，需要逐步移交给其他职能部门。

在辽宁省试点电力市场建设初期，计划与市场并存，需要妥善协调计划与市场电量的关系，初期放开部分市场电量，避免省内利益格局调整过大、各利益主体不公平竞争、市场化交易偏差电量处理不善等问题。

辽宁电网企业应该对照电力市场建立的交易机制，结合国家还将出台的交易基本规则，结合辽宁实际，研究编制形成科学合理的市场交易规则。研究提出在保障可再生能源消纳条件下的发用电计划放开比例下限，与政府沟通，以此为基础确定大用户直接交易规模。

辽宁电网企业还需健全交易平台，加强交易队伍建设。结合直接交易规则，提出交易平台优化调整需求，满足发、售电主体和用户在线完成各类交易、合同签订和交易结算需要；加强交易平台与电网企业各业务部门技术支持系统界面和数据接口设计，促进功能模块对接；开展专业培训，吸纳培养专家人才。

完善交易工作机制。按照市场化要求，优化工作流程，明细电网企业内部各部门与电力交易机构业务界面、权责划分，确保交易业务相对独立运作；研究交易机构相对独立和市场运营后可能面临的问题，制定应急方案；研究建立交易保证金、信用评级等防范市场风险、确保交易机构健康运作的配套机制。

3.3 发用电计划放开

积极参与政府发用电计划放开推进计划的制定。结合辽宁地区特征，合理根据改革计划建议市场电量的配套比例。推进直接交易，在地方电网和趸售县参与的同时，避免落后产能与违规建设、违法排污项目的渗透。努力协助匹配调节性发电量与公益性用电量。根据辽宁地区发电企业运营情况，建议限制单个发电企业装机容量比例过高或发电比重过高，避免市场集中度过高。

3.4 售电侧改革

辽宁电网需要充分借鉴试点地区改革的经验教训，建议地方政府稳步推进售电侧改革。若在未来开展试点，一是应该避免政府行政指定售电公司；二是应该注意试点区域不应该涉及到存量配电网络，避免重复投资建设；三是应该避免发电企业在试点区域同时投资电源、配电和售电业务，形成新的发输配售垄断。

3.5 下一步工作

加强与省、市各级政府部门主动对接、汇报沟通，宣传电网企业支持改革的态度与主要观点。贯彻落实9号文和配套文件要求，稳妥有序推进改革，跟踪掌握改革情况信息，研究应对策略。

进一步加大配电网投入，提升配电网运营管理效率和服务水平，特别是增强规划前瞻性，提前布点，填补空白，保障电网企业配电网在增量部分的发展空间。

4 结束语

本文解读了电改9号文及其配套文件中对电网公司影响较大的部分内容，分析了电力体制改革过程中各项举措对电网运营的影响，以及电网企业应该如何配合政府部门推动电力体制改革，提出辽宁作为非试点省份，在未来若干年内推进电力体制改革的主要工作，为辽宁电网改革发展提供借鉴。

［1］国家发展改革委价格司.输配电定价成本监审办法（试行）［Z］.2015.

［2］国家发展改革委.关于推进电力市场建设的实施意见［Z］.2015.

［3］山西省发展改革委.山西省电力体制改革综合试点方案［Z］.2016.

［4］国家发展改革委.关于有序放开发用电计划的实施意见［Z］.2015.

［5］国家发展改革委.关于推进售电侧改革的实施意见［Z］.2015.

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

SONG Zhuo⁃ran1，ZHAO Lin1，JIAO Yong2
（1.Economic Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110015，China；2.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China）

The documents of power system reform after the year of 2015 is reviewed.There is an overview of the experiment provinces a⁃bout power system reform.Analysis is made on supporting documents for electric power system reform in the electricity price reform，the building of the electricity market and the sale of electricity side.The details on the reform of clear and unclear is discussed.Mean⁃while，proposals are put forward on how to scientifically promote the development of power system reform in view of the grid company. Suggestions are made based on actual situation of Liaoning province.

Electric power system reform；Supporting document；Power grid corporation；Electricity price reform；Electricity mar⁃ket

F426.61

A

1004－7913（2016）05－0005－05

国网辽宁省电力有限公司青年研究促进费资助项目（5222JJ14001D）

宋卓然（1985—），男，硕士，工程师，从事电力系统规划、电源规划、能源规划工作。

2016－02－29）