输配电价改革新征程

　　完成省级电网输配电价核定后，国家发改委将对要对跨省跨区专项输电工程的输电价格进行重新核定，具体测算工作已经进行部署。

　　与此同时，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上，国家发改委将合理核定区域电网输配电价水平。

　　国家发改委价格司巡视员张满英在今日上午举行的新闻发布会上回答eo记者提问时，介绍了输配电价改革下一步的思路和工作安排。

　　下一步的另一项工作是研究制定地方电网和新增的配电网的价格形成机制，指导地方价格主管部门来核定新增配电网的配电价格。“如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。”张满英说。

　　此外，还将妥善处理交叉补贴问题，以及对试点省份输配电价执行情况进行后评估，并做好不同监管周期的衔接工作，为已建立更加科学、规范、透明的输配电价监管制度打牢基础。

　　输配电价改革从深圳和蒙西“破冰”后，历时两年多从扩围、提速到全覆盖，省级电网已全部进行了输配电价改革。“这是2015年3月党中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）以来，第一项取得重大突破性成果的电改任务。”国家发改委新闻发言人孟玮说。

　　此外，国家发改委还制定出台了《输配电定价成本监审办法》、《省级电网输配电价定价办法》。这两个办法标志着初步建立了科学、规范、透明的输配电价监管体系。

　　输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差减少近1分钱/千瓦时，核减32个省级电网准许收入约480亿元。今年上半年完成的是两批试点涉及26个省，合计降价380亿，约占今年降电价节约社会用电成本的约三分之一。

　　附：新闻发布会输配电价部分摘录（注：各小标题均为编者所加）

　　中发9号文以来第一项取得重大突破性成果的电改任务

　　国家发改委新闻发言人孟玮:关于输配电价改革。深化电力体制改革和电价机制改革，合理降低电力价格，是供给侧结构性改革的重要组成部分。国家发改委高度重视电力价格改革工作，将输配电价改革试点为突破口和重要抓手，按照“管住中间、放开两头”的要求，全面推进改革试点工作，为实现市场化交易创造有利条件。2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”，2015年上半年，在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五个省级电网开展了第一批试点工作，积累了较为丰富的经验。之后，输配电价改革由点及面、逐步扩大。2016年3月，在北京、天津、山西等12个省级电网开展了输配电价改革，当年9月，又在全国剩余的14个省级电网推开，实现了全覆盖。

　　截至目前，首轮输配电价改革试点已经全面完成，经各省级人民政府和我委审核后的输配电价已陆续向社会公布。可以说，这是2015年3月党中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）以来，第一项取得重大突破性成果的电改任务。

　　平均输配电价比现行购销价差减少将近1分钱/千瓦时

　　央视记者：请问张司长，输配电价从2014年深圳蒙西电网推开到现在已经三年多了，请问这三年多的亮点是什么？谢谢。

　　张满英：输配电价改革像您所提到的，从2014年到今年上半年，经历了四个阶段：第一阶段是破冰，深圳蒙西电网搞输配电价改革的试点。第二阶段是扩围，2015年选了五个省，包括湖北、安徽、云南、贵州、宁夏进行试点。第三阶段是提速，2016年，我们进一步提速，将北京、天津等12个省级电网纳入试点范围，并提前启动剩余14个省级电网输配电价改革。第四阶段叫做全覆盖，是这样四个阶段。到今年上半年6月底，省级电网全部进行了输配电价改革，实现了全国的全覆盖。

　　这次输配电价改革，从亮点来讲，可以总结为几句话：“一是建机制。二是降成本。三是推市场”。

　　第一个亮点是着力建机制。输配电价进行改革，必须有制度、有规则、有办法，我们去年年底总结前面试点经验的基础上，在借鉴国外一些发达国家输配电价的监管经验的基础上，制定出台了《省级电网输配电价定价办法》，明确了输配电价定价原则和方法。加上此前我们已经制定和出台的《输配电定价成本监审办法》，这两个办法标志着我国初步建立了科学、规范、透明的输配电价监管体系。

　　这个机制有两个特点：第一个是独立的输配电价的监管体系。这个体系把“准许成本加上合理收益”作为主要原则。准许成本就是要对电网企业历史的成本，进行严格的成本监审，剔除电网企业不相关的资产和不应该进入定价成本的费用和支出，严格剔除出去。合理收益要区分权益资本和债务资本，一般性有效资产和政策性有效资产，分别规定了准许收益率，这样电网的成本和收益就非常清楚。第二个是引入现代激励性监管的理念，建立约束机制和利益分享机制，激励监管对象电网企业压缩投资，减少投资冲动。

　　同时，要控制成本。比如办法中规定，电网企业的费用我们规定了一个上限，比如电网企业实际的借款利率和线损率低于政府允许的标准，可以在企业和用户中分享，高于这个就由企业承担，这就体现激励。

　　再一个亮点体现在降成本，当然要合理降成本。对电网企业涉及到与输配电价不相关的资产，不合理的成本、费用支出，要剔除，进行严格的成本监审。从统计数据来看，不相关的或者不合理的金额的比例是14.5%。统计下来，金额是1180亿元，比例也是不小的。输配电价改革后，平均输配电价，比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。这是第二个亮点。

　　第三个亮点，推市场。作为输配电价改革，不仅要建立独立的输配电价体系，不仅要核减成本，降低企业的用电成本。另外一个目的，我们要推进市场化的进程，有利于市场交易。也就是由用户和企业之间通过市场直接见面，通过市场以多买多卖形成竞争性格局，通过市场可以形成竞争性价格，就会更好地发挥市场在配置资源中的决定性作用。

　　现在我和大家分享一组数据，国家信息中心有数据分析报告，对2013年到今年5月份有关电力体制改革、电价情况做了分析，在318万条数据分析中，输配电价改革的满意度，其中涉及到三个文件，达到97%以上的满度。满意度很高，我想和大家共享一下。谢谢。

　　制定依据、处理好电量增长与投资的关系、成本监审均是挑战

　　财新传媒：过去常说“电老虎”，这也从侧面说明推进输配电价改革、强化电网企业监管是件不容易的事情。请问，发改委在过去的工作中遇到哪些困难和挑战，又有哪些经验和体会？谢谢。

　　张满英：改革就是涉险滩，改革就是啃硬骨头。作为输配电价改革，作为整个电力体制改革中“硬骨头”中的“硬骨头”。6月底前全面完成了全国省级电网输配电价改革。这期间，确实像你所说，不容易，有困难、有挑战，也有收获、有成效、有鼓舞、有欣慰。

　　挑战至少有三个：第一，制定依据的困难。在这方面，从国外的经验来看，都是立法先行，先立法后改革，我们改革也得要有规则和办法，规则和办法怎么制定？在这方面，我们在借鉴、试点、摸索中进行，“难”表现在几点：一是电力行业本身较为特殊，电力是实时平衡的，有专业性和技术性。二是办法一定要有科学性和可操作性。三是还要有技术指标。我们现在制定的规则，还要体现约束性和激励性。这样来制定一个规则和办法是非常难的，这期间我们在试点的同时，也请了社会各界很多专家来进行论证，《省级电网输配电价定价办法》在制定出台前，向社会征求过意见。从专家评价和社会反馈的意见来看，对我们的办法给予了很高评价，认为这个办法是一个制度性的监管办法，办法的制定经历了这样一个过程。

　　第二，涉及到电量增长和投资之间的匹配问题。大家也都知道，作为电网的投资，一定会体现为成本，成本一定要通过电量的增长和电价水平的制定来回收。作为经济发展的支撑，或者经济发展对电力的需求，要保持一定的增长速度，必然要加大电网建设的投资。不论是新电网还是旧电网的改造，都是必须的。2015年国家电网和南方电网，现有的存量资产是3.7万亿元，对2016—2019年的电力投资，能达到2万亿以上。这个就相当于至少是再造半个电网，这么大的投资，如果没有匹配的电量，对投资没有一定的控制，恐怕只能在电价里消化，电价上涨压力很大。怎么解决电量增长和投资加大的关系，怎么通过办法和规则来明确，所以我们制定《省级电网输配电价定价办法》的时候，建设性的、创新性、创造性的引入了一个概念，即新增投资计入固定资产的比率，三年一个监管周期，在这个监管周期内，这个比例不能超过75%，在这方面做了明确。妥善处理好扩大投资与电量增速的关系，约束个别地方政府和电网企业的投资冲动，较好地解决了这个问题。

　　短时间内大范围完成一件从来没做过的事

　　第三，成本监审。刚才讲了，要控制成本很难，我们怎么能做到把与电网输配电价不相关的历史资产，不应该计入定价成本的支出和费用给剔除出去，也不是很好计算的。我们国家的体量和美国差不多，我们国家主要有两个大电网，叫国家电网和南方电网，另外还有蒙西电网。美国有150家电网企业。我们国家的江苏、山东、浙江等省，一个省的体量比某些发达国家的国家电网都大，可是从人员来讲，国外几千人来做电价监管工作，而我们的人很少，这是一个情况。再一个情况，本身电网的数据是海量，以前电网的盈利模式是购销价差模式，现在要改为成本加收益的输配电价模式，要对成本费用进行监审，要进行定价测算，工作量很大。作为监管者和企业来讲，我们信息不对称，而且要短时间内完成这么大范围从来没做过的一件事，难度也非常大。

　　经过我们的努力，国家能源局积极配合，完成了省级电网输配电价改革工作。这一两年来同事们在一线非常辛苦，他们要到变电站去，要对电力的潮间流动、能量分布的实际情况进行了解，我们动员了全系统工作人员，并请社会第三方参与这些工作，非常不容易，有成效，有鼓舞，有欣慰，有经验。我们确实要摸索，要试点，要总结。再一个经验是要有制度规则先行，在这方面建立制度和机制。这项改革也得到了全社会，包括新闻媒体记者的理解和支持，另外是我们同志的拼搏奉献精神。

　　重新核电跨省跨区专项输电工程输电价格

　　南方能源观察记者： 省级电网输配电价改革完成后，在输配电价改革方面主要还有哪些工作安排？

　　张满英：全国输配电价改革已经顺利完成，改革取得了初步成效。下一步工作任重道远，还有很多艰巨的工作要做。具体如下：

　　第一、开展跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作。在省级电网输配电价核定后，要对跨省跨区专项输电工程比如西电东送等输电价格进行重新核定，具体测算工作我们已经进行部署。在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上合理核定区域电网输配电价水平。进一步将输配电价改革向纵深推进。

　　正研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法

　　第二，研究制定地方电网和新增的配电网的价格形成机制。现在我们国家不仅有国家电网、南方电网和蒙西电网，在有的省区，像四川、广西、新疆，还有地方管理的地方电网，随着国家有序放开增量配电网，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，我们要指导地方价格主管部门来核定新增配电网的配电价格。我们正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。

　　第三，妥善处理交叉补贴问题。现在不同用户、不同地区之间还存在着不同程度的政策性交叉补贴，现在居民用户，农业用户电价，享受工商业用户对他们的电价补贴，也就是现在居民和农业用的电价属于这几类对象中最低的。尽管居民用户实施了阶梯电价，但是还是最低的，享受着来源于工商业用户承担的电价补贴。因为工商业用电本身电压等级高，用电负荷大，相对来讲成本低，应该电价低。为什么我们国家工商业用电水平高，主要原因就在这儿，是因为对居民、农业用户承担着电价交叉补贴。这个问题要逐步解决，缓解矛盾。现在一些农村偏远地区，电网作为央企，通过地区之间帮扶对农村偏远地区电价进行补贴，也是处理交叉补贴的一种方式。

　　第四，要做好监管周期转换问题。深圳、蒙西是2014年开始进行输配电价改革试点，三年为一个周期，第一个监管周期到2017年底即将到期；第一批2015年扩围的五个试点省份输配电价改革第一个监管周期，也将在2018年底到期，我们将从今年开始，对试点省份输配电价执行情况进行后评估，并做好不同监管周期的衔接工作，为已建立更加科学、规范、透明的输配电价监管制度打牢基础。

　　降电价节约用电成本预计达1000亿元

　　经济参考报记者：目前一直在推进减轻实体经济负担的工作，今年发改委在电价改革和降价减负方面，开展了哪些工作，有哪些效果？未来还有哪些新的工作安排？谢谢。

　　张满英：党中央、国务院对供给侧结构性改革高度重视，部署“三去一降一补”，国家发改委在这方面采取坚决的措施，全面进行贯彻和落实。通过一系列措施来缓解实体经济的困难，优化企业的发展环境，助推企业的转型升级。电价方面来讲，今年采取了很多措施，很有成效，归纳为三句话：“一改革、两降低、三取消”。

　　“一改革”，前面我已经做了介绍，今年是输配电价改革力度最大的一年，进行了第二批、第三批输配电价改革。在今年以前完成的输配电价改革，降价100个亿。今年上半年完成的是两批，涉及到26个省，我们完成降价380亿。全国是32个省级电网，完成降价480亿，今年是380亿，这是一改革。

　　“两降低”就是降低通过电价征收的政府性基金及附加，一个是重大水利工程建设基金，一个是大中型水库移民后期扶持资金。征收标准降25%，降价金额是160亿元。

　　“三取消”，一是取消了通过电价征收的城市公共事业附加；二是取消了电气化铁路还贷电价；三是取消了向发电企业收的工业企业结构调整专项资金。这三个项目涉及到不同的金额，城市公用事业附加涉及的降价金额是350亿，电气化铁路还贷电价是60亿元，工业企业结构调整专项资金是390亿。采取这些措施降低了实体经济的用能成本，因为很多是分对象的，城市公共事业附加是向用户征收的，降低了用户的用能成本。像电气化铁路还贷电价是向铁路企业收的，实际上减轻的是铁路运输企业和用户的负担。工业结构调整专项资金是向发电企业收的，可以缓解发电企业所遇到的经营困难。

　　这些措施是非常有实效的，通过这些措施和改革，取得了三个效果：一是电价结构更加合理。以前是通过电价征收了一些基金和附加，现在等于取消了三个项目，项目减少，现在还剩四项。占的比例以前是8.03%，现在下降到4.69%，电价结构更加合理。二是电力交易更加活跃。因为输配电价改革还有一个目的，就是促进市场发育，促进市场交易。2016年，电力市场化交易比例已经达到22.25%。今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。今年的数据，我们委里运行局进行了预测，预计年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%，增长幅度很大，同比要达到50%，电力市场化交易更活跃。三是用电成本更降低。今年国务院确定的1万亿的降成本任务和目标，作为电价，预计降价贡献是1千亿。

　　我们可以盘点一下，这1千亿里面，实际上我刚才已经做了介绍。一是取消城市公共事业附加，涉及到350亿，取消电气化铁路还贷电价，涉及到60亿，再就是输配电价改革，今年完成的是380亿元。通过各省电力市场化交易也会直接降价的，预计新增降低电价达到180亿元，这样一算是一千亿。

　　下一步我们还要把工作继续推进，通过改革，通过建机制，坚决贯彻党中央、国务院的决定和部署，把这项工作做得更扎实、更有效、效果更好。谢谢。（eo记者 文华维）