电力体制改革进展及存在问题浅析

沈 方，宋卓然，张明理，刘 洋，王 烨

(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)



专论

电力体制改革进展及存在问题浅析

沈 方1，宋卓然1，张明理1，刘 洋2，王 烨1

(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)

目前电力体制改革进入全面实施阶段，无论是政府监管部门还是电网企业、发电企业等被监管主体都遇到了新的问题与挑战。文中首先梳理了2016年以来国家出台的电力体制改革相关文件，概述了全国及主要省份电力体制改革情况，其次解读了电力体制改革配套文件中的输配电价改革、电力市场建设、售电侧放开等核心观点落实情况，探讨了3个方面改革过程中存在的问题，并提出推进电力体制改革，实现终端电价下降的工作建议。

电力体制改革；输配电价改革；售电侧改革；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)，9号文发布标志着新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。2015年底到2016年，国家为推进电力体制改革，密集出台了多项文件，电力体制综合试点与专项试点全面铺开。

2016年3月开始，国网与南网区域内跨省跨区电力交易的北京、广州两大电力交易中心同日揭牌。电力体制改革试点全面推进，截至2016年底，已有29个省(区、市)开展电力体制改革试点工作(含新疆生产建设兵团)。其中，21个省(区、市)获批开展电力体制改革综合试点，8个省(区、市)获批开展售电侧改革试点，江苏、浙江、西藏暂时还没有获批试点。

1 电价改革现状

1.1 电价改革进展

为贯彻落实9号文有关要求，理顺电价形成机制，《关于推进输配电价改革的实施意见》提出了“还原电力商品属性，按照准许成本加合理收益原则，核定电网企业准许收入和分电压等级输配电价”。

2015年6月9日，国家发改委印发《输配电定价成本监审办法(试行)》(发改价格[2015]1347号)。2017年1月，《省级电网输配电价定价办法(试行)》在经过了1个月的征求意见后，国家发展改革委正式颁布出台。标志着国家已初步建立起科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系，对电网企业的监管进入制度化监管的新阶段。表1为已批复的各地区输配电价详情。

表1 已批复各地区输配电价详情 kWh

输配电价改革首先于2014年在深圳开展，2015年在蒙西电网试点，然后进一步扩大到湖北、宁夏、云南、贵州等省区。按照发改委价格司公布的数据，五大试点省份均取得了较大成绩。输配电价降价空间合计55.6亿元，剔除或核减了与电网输配电无关的资产和不合理的成本约160亿元。云南通过市场化交易电量达到320×108kWh时，占全省工业用电量45%，使电价降低了0.18元/kWh。

截至2017年2月，试点范围逐步扩大到除西藏以外的所有省级电网和华北区域电网，2017年上半年输配电价核定工作将全面完成。

1.2 已批复输配电价情况

各地各类型输配电价存在较大差异。根据已批复的各地输配电价文件来看，不同用电种类以及地区之间，输配电价存在较大差异。除深圳没有对电价进行分类以外，各地的一般工商业用电平均输配电价均在0.3元/kWh以上，其中最高为湖北，达到0.466元/kWh；最低为河北北网，平均为0.109元/kWh。

相对而言，大工业用电平均输配电价在0.1元/kWh左右，其中最高为北京电网，达到0.167 7元/kWh；最低为湖北，平均为0.104 3元/kWh。此外，同地区同种类不同电压等级下的输配电价也不相同，电价随电压的升高而降低。

1.3 电价改革面临问题

一是交叉补贴计算比较困难。试点省份的输配电价改革还没能很好解决工业用电对农业、居民用电的较差补贴问题。若工业企业直接与发电企业商定电价，国家不再规定工业电价，那么工业用电将很难补贴农业、居民用电。且若农业、居民用电仍由国家核定为相对低的价格，而又无交叉补贴，那么发电企业将不会有意愿供电。

二是激励考核方式仍需量化。“准许收益率可在上述定价公式基础上，根据电网的资产实际利用率、供电可靠性及服务质量相应上下浮动”，“规划新增输配电固定资产投资额按照有权限的政府主管部门预测的、符合电力规划的电网投资计划，并根据固定资产投资增长应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配的原则统筹核定”等激励和约束性条款说法仍然比较模糊，没有量化标准，具体操作起来没有量纲可循[1]。

2 电力市场建设进展

2.1 交易机构

电力交易是电力市场建设的重要环节之一，在新一轮电改中发挥着重要作用。2015年3月1日，我国第一家正式注册的国家级电力交易机构——北京电力交易中心有限公司正式成立，随后各省电力交易中心相继迅速成立。

目前全国已全面完成交易机构组建工作，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台。区域层面，组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。省级层面，南方电网公司营业范围内，云南、贵州、广东、广西、海南五省(区)全部以股份制形式成立了电力交易机构；国家电网公司范围内，山西、湖北、重庆三省(市)也完成了股份制电力交易机构组建工作。其中，北京、广州电力交易中心为为跨区域级电力交易中心，负责银东直流、西电东送等跨区域送电的电力交易，其余均为省级(包含直辖市、自治区)交易中心，负责本省、直辖市、自治区内的电力直接交易。表2为股份制交易中心明细表。

表2 股份制交易中心明细表 %

2.2 电力市场建设

2016年年底，国家发改委、国家能源局出台了《电力中长期交易基本规则(暂行)》，这是电改9号文及其配套文件发布以来的首个基础性电力交易规则，预示着2017年电力体制改革将朝着完善规则的方向深入推进。《规则》提出，中长期电力交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等[2]。

由于用户用电需求存在较大不确定性，难以准确预测，在我国现阶段电力市场发展体系下，通过合同电量转让交易，不仅可以降低市场交易主体的违约风险，也可以实现替代发电、促进资源优化配置。

电力市场建设初期目标为“在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”[3]。目前电力市场进展主要体现在电力直接交易方面。

2016年11月，东北能源监管局连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》，标志着继输配电价改革、配售电放开、电力直接交易之后，我国电力市场化改革进程更进一步。以促进东北风电、核电等清洁能源消纳为目标的电力辅助服务市场专项改革试点工作，将有助于打破目前事实上存在的“风火竞争”的局面，从体制上破解制约可再生能源发展的难题。在电力辅助服务市场条件下，可再生能源等清洁能源将逐步实现替代能源的作用。

2.3 发用电计划放开

2016年7月，国家发改委、国家能源局发布了《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》。

《通知》正式提出将煤电机组发电量分为非市场化电量和市场化交易电量两部分，并要求各地加快组织煤电企业与需求侧主体签订发购电协议(合同)，逐步扩大市场交易化电量及加快缩减煤电机组非市场化电量。

《通知》提出要争取在2年内，实现110 kV以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线，对未纳入优先购电的电力用户，电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格应高于市场平均价格。电网企业应参考上网标杆电价与发电企业签订购电协议承担保底供应。其中，用电曲线是现货市场的必需品，是现货交易重要时间点提示。

《通知》确立了本次发用电计划放开的最终目标：“非市场化电量利用小时逐步过渡到完全落实优先发电、有限购电的刚性计划”。明确了2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。新投产水电、核电等机组也应积极参与电力市场交易，尽快实现以市场交易为主。

《通知》提出的操作办法为：根据各地的用电需求、电源结构、外送(受)电、电力安全等情况，测算确定煤电机组保障执行的发电基准小时数，最高不超过5 000 h(自愿认定的可再生能源调峰机组可适当提高限制)。若煤电机组市场化电量超过基准小时数，各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划规模确定最高上限;若市场化电量不足基准小时数，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算为非市场化电量。该系数2016年根据实际情况适当选取，2017年定为80%，以后逐年减少，缩减的电量转化为市场交易电量，直至过渡到计划电量完全落实优先发电、购电的刚性计划，并提出从2017年起开始建立优先发电、购电上报及确定制度。至此，发用电计划放开工作路线图基本清晰[4]。

为进一步促进可再生能源消纳。7月22日，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》。在履行正常调峰义务基础上，可再生能源调峰机组优先调度，按照“谁调峰、谁受益”原则，建立调峰机组激励机制。虽然主要目的是为了提高调峰能力，但同时对发电企业发电侧管理提出了更为严格的要求，特别是对三北地区热电机组提出了调峰能力要求。

2.4 电力市场改革存在的问题

电网安全经济运行面临考验。在市场条件下，机组间获得利用小时数差距会很大，潮流变化也相应较大，对电网安全运行是一个考验。需要做好事故预案，并补强电网薄弱环节。

形成完善的电力市场仍需较长一段时间。电力市场体系包括日前市场、实施平衡市场、辅助服务市场、容量市场、中长期电力交易及电力金融衍生品市场等6个市场，只有彼此相呼应配合，才能真正建立电力市场[5]。

3 售电侧改革进展

3.1 售电侧改革推进情况

2015年3月，电改9号文的发布撬动了售电侧产业链的重构，准许六类企业成为新兴的售电主体，包括现有供电企业、大型发电企业、节能服务企业、大型工业园区、工程建设公司、其他社会资本[6]。

根据《关于推进售电侧改革的实施意见》，3类售电公司类型分别为：电网企业的售电公司；社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；独立售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

2016年，国家加快向社会资本放开配售电业务，竞争性电力市场初具规模。一方面，制定出台《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度，提出以增量配电设施为改革基本单元，打破了传统意义上的“供电营业区”界限。此外，以前按电压等级来划分配网，这次文件对这个办法有所突破，为社会资本进入售电侧，建设售电配网创造了条件。另一方面，组织开展增量配电业务改革试点，公布了105个增量配电业务改革试点项目，为社会资本参与增量配电业务提供了示范。

3.2 售电侧改革存在的问题

一是在电改政策还没有更多细化方案的前提下，当前电力交易市场暴露出了诸多问题。例如，用电市场没有激活起来，用户侧响应不够。目前全国已成立售电公司超过6 000家，且增速惊人。但仍有一大半的售电公司尚未开展售电业务。广东作为电力体制改革推进最快地区，前5批210家售电公司有123家未获得可交易电量，占比约60%。主要原因还是售电公司无法准确掌握市场规则，担心市场交易带来的风险。

二是为争取更多交易电量保证利用小时数，发电企业出现大幅度的非理性降价，部分售电公司利用交易规则不完善、市场竞争不充分的“机会”，通过扩大发电厂上网电价与用户销售电价价差赚取暴利，而没有将电厂的让利传导给终端用户，违背了电改初衷[7]。

4 推进电力体制改革工作建议

4.1 输配电价改革

一是逐步取消电价交叉补贴。随着改革的推进，要充分收集掌握分电压等级、分用户类型的电价成本分类归集，将发达地区和发电资源富余区域的电价交叉补贴取消，然后推广到全国地区，变“暗补”为“明补”。

二是加快出台专用网络以及社会投资增量配电网的输配电价核定办法，确保电价与电网公司输配电价公平性。

三是确定跨省线路输配电价水平。跨区跨省电网项目、特高压直流工程、特高压交流工程等资产归属主体复杂的，应按投资单独核定输配电价，促使投资主体主动、准确预估投资规模，将准许收入和输配电价的核定与社会用电量和负荷预测有效结合起来，保证实际营业收入与投资预测收入尽量接近，避免大的偏差影响跨区域线路投资。

四是辽宁目前电价在全国较低水平，且政府性基金仍然较高，应该结合地区经济发展实际，适度降低政府性基金征收标准，让利于用户。

4.2 电力市场改革

一是加速发用电计划放开，并保证发电侧、用电侧同步放开，避免某一方利用不充分竞争获取改革红利，而没有将让利传导给用户。同时，扩大市场化交易电量比重，实现改革红利向终端用户传导。

二是引入省外低价电，促进市场竞争。一方面促使省内发电企业加强竞争意识，降低发电成本，另一方面招商引资，扩大产能提振辽宁经济。

三是提高调峰辅助服务的补偿力度，放宽调峰价格限制，提高补偿力度，促进电力调峰辅助服务进一步发展；积极开展电力现货市场改革，直接利用电力价格引导市场主体参与调峰，通过市场的手段降低调峰成本，提高能源利用效率；考虑到电蓄热供暖可以直接替代燃煤锅炉，能够有效解决大气污染问题，社会效益显著，在电力过剩的背景下，建议加大调峰补偿力度外，给予电蓄热适当的优惠目录电价政策。

4.3 售电侧改革

一是加快推进落实“电化辽宁”战略，提高电能占终端能源消费比重，实现度电成本降低。

二是对各类售电公司采用公开透明的市场回报率，售电公司运营初期可参照现有电网企业的回报率，防止售电公司逃避社会责任，赚取暴利。

三是政府需要尽快出台相关增量配电网建设、运维标准，保证社会资本投资的增量配电网建设水平和服务质量。

四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。

5 结束语

本文概述了电力体制改革的相关进展情况，并重点解析了新近出台的配套文件。从输配电价改革、电力市场改革、售电侧改革三大方面进行了论述和解读，剖析了电改过程中存在的问题，最后针对如何降低终端用户电价水平，提振辽宁经济发展，提出推进电力体制改革所需要重点开展的工作建议。文中主要观点可供监管部门和电网企业参考。

[1] 国家发展改革委价格司. 省级电网输配电价定价办法(试行)[Z]. 发改价格[2016]2711号.

[2] 国家发展改革委. 电力中长期交易基本规则(暂行) [Z]. 发改能源〔2016〕2784号.

[3] 国家发展改革委. 关于推进电力市场建设的实施意见[Z]. 发改经体[2015]2752号.

[4] 国家发展改革委. 关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿) [Z]. 2016.

[5] 宋卓然，赵 琳，焦 勇. 电力体制改革下的辽宁电网发展研究[J].东北电力技术，2016，37(5):5-9.

[6] 国家发展改革委.关于推进售电侧改革的实施意见 [Z]. 发改经体[2015]2752号.

[7] 于胜蓉. 谈谈对电力体制改革的几点看法[J]. 东北电力技术，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

国网辽宁省电力有限公司青年研究促进费资助项目(5222JJ14001D)

沈 方(1963)，男，学士，高级工程师，研究方向为电力体制改革与电力系统规划。

2017-03-01)