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中国“新电改”一周年:独立输配电价机制初步建立

  • 发布时间:2016-03-30 07:06:47  来源:中国网财经  作者:佚名  责任编辑:李春晖

  中国网财经3月30日讯(记者 李春晖) 作为新一轮电力体制改革顶层设计方案的中发“9号文”发布至今已经一周年,昨日国家发改委召开新闻发布会,公布了输配电价改革的阶段性成果:发改委已经批复了第一批参与输配电价改革试点的五省区电网企业第一个监管周期(2016-2018年)的准许收入和输配电价水平,五省区输配电价降价空间达到55.6亿元。

  发改委新闻发言人施子海表示,第一批输配电价改革试点成果落地,表明我国已初步建立了以电网有效资产为基础,保障电网安全运行、满足电力市场需要的独立输配电价机制。

3月29日发改委召开输配电价改革相关情况新闻发布会

  破冰、起步和扩围

  第一批输配电价改革试点成果落地

  上一轮电力体制改革要追溯到2002年的国发“5号文”,即“厂网分开、主辅分离”,将原国家电力公司拆分为五大发电集团和两大电网公司,打破了电力体系的大一统;新一轮电力体制改革则以2015年3月发布的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称中发“9号文”)为标志,总体思路是“管住中间,放开两头”,推进市场化。

  何为“中间”和“两头”?从生产环节的纵向上来看,电价广义上可以分为:上网电价、输配电价、销售电价。上网电价是发电企业售电给电网企业的价格,销售电价则是电网企业售电给用电企业和个人的价格,此二者即“两头”。在新电改以前,政府对上网电价和销售电价实施管制,但对“中间”环节的输配电价则并不进行单独核定,输配电价只能用“销售电价减去上网电价”来笼统估算。于是电网企业在中间吃“购销差”,而外界对真实的输配电成本则云里雾里。

  输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施,目的是转变对电网企业的监管模式,打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”,为电力价格市场化奠定基础。简单地说,过去电网企业是吃两头、赚差价,改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。

  输配电价改革工作自2014年深圳电网试点“破冰”,2015年在蒙西电网 “起步”,然后又在湖北、宁夏、安徽、云南、贵州五个省区“扩围”。

  如今上述五省区的试点改革已经取得成果。发改委新闻发言人施子海在昨日的发布会上表示,国家发改委已经批复了五省(区)电网企业第一个监管周期 (2016-2018年)的准许收入和输配电价水平,由相关省(区)价格主管部门对外公布。参加第一批改革的五省区输配电价降价空间达到55.6亿元。

  施子海表示,第一批输配电价改革试点成果落地,表明我国已初步建立了以电网有效资产为基础,保障电网安全运行、满足电力市场需要的独立输配电价机制,实现了电网企业监管模式的转变,有利于强化电网企业自我约束,提高效率、降低成本;有利于电网企业无歧视向所有用户开放,通过竞争提高电力市场运行效率,促进电力供应和需 求总量平衡、结构优化;有利于推动电力市场交易,为扩大市场形成电价范围创造条件。

  今年,输配电价改革试点将继续扩围。3月初,发改委下发《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》,将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12 个省级电网和经发改委、国家能源局审核批复的电力体制改革综合试点省份的电网,以及华北区域电网纳入输配电价改革试点范围。

  成本监审采取“异地审核” 核减不合理成本160亿

  改革后的输配电价由“准许成本+合理收益”构成,其中输配成本核定为定价关键。

  华北电力大学校教授张粒子表示,政府价格主管部门按照输配电价成本监审办法,核定电网企业用于输配电服务的合理费用。“两个关键词,第一个是用于输配电服务的,第二个是合理的费用。” 张粒子称。

  也就是说,输配电价的成本核定要求严格与输配电服务相关,与输配电服务不相关的成本要剔除掉,不能放在定价成本里用于定价;另外进入定价成本的费用应该符合输配电服务的需求,不符合需求的也要从定价成本里剔除。

  去年,国家发改委会同国家能源局指导相关地方价格主管部门成本调查和监审机构、国家能源局派出机构组成了5个联合监审工作组,用四个月左右的时间对第一批试点的五省区开展成本监审工作,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。在五个省区来算,核减的比例平均约16.3%。

  在成本监审工作当中,主管部门组织启动了“异地监审”,不是由本地来开展成本监审。“比如云南省的成本监审工作,是由广东省成本调查队开展监审的,既保证了成本监审口径的统一,同时又保证了以第三方名义进行监审的客观性和公正性。所以在整个工作当中国家在这方面发挥了重要的作用。” 云南省物价局局长郭继先表示。云南是水电大省,也是第一批参与输配电价改革试点的五个省区之一。云南经核审后的输配电成本比2014年电网企业的购销成本相比核减了30.36亿,核减比例达到13.4%,降价的水平与2014年购销差相比降低1.01分/度。

  根据成本监审的结果,并综合考虑第一个监管周期的投资增长、电量增长因素,国家发改委已经批复了五省(区)电网企业第一个监管周期(2016-2018年)的准许收入和输配电价水平,由相关省(区)价格主管部门对外公布。

  国家发改委价格司巡视员张满英在发布会上表示,将对电网的经营和价格的情况建立定期报告制度,建立一个成本归集体系,加强日常监管;还将建立激励和约束相结合的机制:一是电网企业在核定准许成本基础上,节约和降低的成本,可以在电网企业和用户中间分享,二是价格主管部门和有关部门考核电网的管理、经营效率和服务质量,凡是达到规定目标的就奖励,没有达到规定目标的就惩罚。

  云南电力交易市场化成绩单:每度电降价1毛8厘

  输配电价制定后,电网企业将在电力市场交易中处于中性角色,有利于电网企业无歧视向所有用户开放,通过竞争提高电力市场运行效率;也有利于推动电力市场交易,为扩大市场形成电价范围创造条件。

  第一批参与输配电价改革试点的五省区之一的云南省,就在输配电价改革的同时尝试性地开展了电力市场化交易。

  云南省物价局局长郭继先在发布会上表示,云南省利用输配电价改革来推动电力市场化交易,在去年做了相关尝试工作。“我们在输配电价改革的同时尝试性地开展了电力市场化交易,通过市场化交易的电量,省内工业用电达到320亿千瓦时,占省内工业用电量45%多一些,接近一半。”郭继先表示。

  郭继先称,电力市场化交易最直接的效果是降低了企业的用电成本。“电价通过直接的电力市场交易降价了,企业的用电成本实质性的降低。这也是在当前整个电力供需比较宽松的情况下,拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易,降低成本,为电力用户带来了直接的改革红利。”郭继先透露,云南省去年参与市场化交易的320亿千瓦时电量综合平均下来,每千瓦时电价降低了1毛零8厘,为参与交易的企业减轻负担35亿。

  郭继先还表示,通过市场化交易价格信号,及时向两端进行传递,也发挥了价格调解供需的作用。“市场交易价格信号能够及时有效地传递到两端,有利于促进电力的生产和消费,使生产和消费都能够健康发展;传导到电源建设中,有利于控制建设成本;传导到用户侧,可以直接降低电力用户生产成本。”郭继先称,“下一步我们尽量通过探索改革传递到电力用户,也可以引导电力消费。”

  云南电力市场化交易模式可以简称为“3134”模式。“三个主体”:即云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。“一个中心”:即云南电力交易中心。“三个市场”:即云南电力市场中的省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场。“四种模式”:即云南电力市场中现有的直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式。

  其中,电力交易中心主要负责电力市场交易的组织、结算和管理,为各市场主体提供电力交易的优质服务。日前,国家发展改革委、国家能源局印发《关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》,通过了北京和广州的电力交易中心组建方案。3月1日,北京电力交易中心、广州电力交易中心分别举行了挂牌仪式。分析人士认为,此举是中国电力市场化交易改革的重要进展。

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