【獨家】明年風電標桿上網電價或減2~3分 降幅仍在討論中

【獨家】明年風電標桿上網電價或減2~3分 降幅仍在討論中

一財網 王佑 2015-10-29 22:10:00

陸上風電的上網電價，於未來5年中可能下調。其中，2016年的調整幅度或在0.02元每千瓦時~0.03元每千瓦時之間。

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一度電降2.65分，內蒙古試點輸配電價改革

2015年10月26日，內蒙古發改委網站發布《關於在蒙西電網實施輸配電價改革試點工作的通知》(下稱《通知》)。《通知》顯示，內蒙古西部電網（下稱“蒙西電網”）大工業用電價格每度電降低2.65分。

10月9日，內蒙古發改委副主任王金豹說，通過對蒙西電網2012—2014年財務決算數據進行成本監審，核減與輸配電業務無關的固定資產和折舊費、運行維護費等不合理成本費用，核減的成本空間主要用於降低蒙西電網大工業電價，降價金額約26億元。

“現在內蒙地區，大工業一年用電量達970億度，平均攤下來，一度電降低2.65分。”王金豹對南方周末記者說。從最新公布的蒙西電網銷售電價目錄來看，大工業用電，不同電壓等級均下降了2.65分。居民用電與一般工商業用電、農業生產用電價格均未作調整。

“因為居民用電、農業農產用電本身價格比較低，相當於工業用電部分的價格也進行了交叉補貼。所以無須再降價。”王金豹說。

電價下降，對電石、電解鋁、尿素等高耗能企業來說，無疑是福音。安迅思數據顯示，目前內蒙古地區有尿素裝置產能達838萬噸,約占全國總產能的11%，僅鄂爾多斯尿素產能就達558萬噸，約占內蒙古總產能的70%。

安迅思測算，按生產一噸尿素耗電800-100度電計算，電價下調，預計區域內尿素的生產成本每噸下降21.20-26.5元。

但一位蒙西電網內部人士告訴南方周末記者，“蒙西電網暫時未執行該電價。26億元只是賬面上核定出來的數字，真正下調大工業用電價格，才會對蒙西電網產生影響。”

此次公布的蒙西電網輸配電價是按照“準許成本加合理利潤”確定，平均輸配電價為0.1386元/千瓦時，但針對不同電壓等級，居民用電、工商業用電及大工業的輸配電價均不同。今後電網公司也將按照核定的輸配電價收取“過網費”，告別吃價差的盈利模式。

王金豹說，“發電廠有個上網電價，加上電網公司的過網費（即輸配電價），再加上政府規定的附加費用，這樣就等於銷售電價。”

2015-2017政府性基金及其他附加費的具體標準為，農網還貸資金2分錢；國家重大水利工程建設基金0.4分錢；大中型水庫移民後期扶持資金0.31分錢；可再生能源電價附加1.5分錢；城市公用事業附加費0.7分錢。

內蒙古是繼深圳之後的全國第二個進行輸配電價改革的地區，而蒙西電網是全國唯一一家隸屬於地方政府的省級電力公司。

煤電聯動電價下調擇機推出 價改將出時間表

煤電聯動電價下調擇機推出 價改將出時間表

一財網 張旭東 2015-11-05 17:24:00

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新能源標桿電價下調 分布式光伏電站可轉為“全額上網”

新能源標桿電價下調 分布式光伏電站可轉為“全額上網”

一財網 張旭東 2015-12-24 21:36:00

由於我國風電、光伏發展迅速，可再生能源附加一直呈現不夠用的情形。隨著成本降低，標桿電價下調將增加可再生能源附加的覆蓋面，同樣的資金覆蓋面更廣。但即便如此，多名行業內人士稱，補貼到位率還是要看實際情況，新能源項目不能只靠補貼進行經濟性核算。

第二批輸配電價試點時間表明確 五領域破壟斷提速

今年“破壟斷”之風正刮向電力、電信、交通、油氣、市政公用等行業，其競爭性業務將加快放開。其中，時隔13年重新上路的電力體制改革擔當先鋒。《經濟參考報》記者了解到，繼首批七個省市區輸配電價改革落地後，今年第二批試點目前正式啟動實地成本監審，落地時間表明確。作為最大亮點的配售電側放開也走向實際操作階段，試點地區售電公司借助“低買高賣”的暴利模式成為新電改短期最大贏家，據《經濟參考報》記者不完全統計，截至目前，全國31個省(市、區)至少成立了559家售電公司。

但在很多業內人士看來，當前地方特別是資源大省電改熱情高漲，更多是著眼於降電價紅利，而不是市場化本身。改革實質進展並不如預料的那麽迅速，在實施過程中各方利益博弈重重。

進程輸配電價試點落地時間表明確

價格機制是市場機制的核心，輸配電價又是電價形成機制的重點內容。但長期以來，我國電網的盈利模式主要是低買高賣吃差價，有媒體稱其暴利壟斷甚至高於“三桶油”。

2015年3月15日，中共中央、國務院下發《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》，第一個任務就是按照“準許成本加合理收益”方法核定獨立、明晰的電網輸配電價和準許總收入，先後確定深圳、蒙西、寧夏、湖北、雲南、貴州、安徽進行先行試點，目前該七個省市區的首個周期(2016年-2018年)輸配電價均已核準，改革全面落地。

同時，今年3月輸配電價改革試點新增北京、天津等12個省級電網和華北區域電網以及國家綜合電改試點省份，按計劃將在2017年推至全國。《經濟參考報》記者從多位知情人士處了解到，繼前期對上述試點省市區電力公司上報資料初審後，5月底國家發改委價格司、各省監審組分赴當地，正式啟動交叉實地成本監審工作。按照要求，7月底要完成初審，8月15日形成初步報告，8月底將反饋報告並聽取電網意見，9月底將正式報告報送國家發改委價格司。

“目前大多數直接交易中，電網仍保持原有購銷差不變，主要原因是輸配電價還未核定完成。先期六個輸配電價試點的輸配電價在第一個監審周期內均有一定程度下降。隨著輸配電價核定的推進，電網逐步開始讓利。”國海證券分析人士指出。

作為核心架構的電力交易中心密集落地。據《經濟參考報》記者不完全統計，除了北京、廣州兩大國家級交易中心外，截至目前，已有20家省級電力交易中心成立，華北、華中等區域電力交易中心也在醞釀之中，其中華北能源監管局擬就《京津唐電網電力中長期交易監管實施細則》，在征求意見中還存在如何與國家級和省級交易中心區分的爭議。

蛋糕售電公司成短期大贏家

作為新一輪電改中最大亮點，配售電側放開也走向實際操作階段，目前試點地區有重慶、廣東及新疆兵團，其中廣東省改革速度超過預期，成為全國首次允許第三方售電商進入市場交易的省市。

據了解，廣東經信委已批複試點首批13家售電公司，第二批54家售電公司名單也在今年6月7日進行了集中公示，牌照發布在即。按照計劃，2016年廣東省直接交易規模為420億千瓦時，約占廣東電網全年售電量10%。

今年3至5月份廣東開展了三次售電公司參與的大用戶直購電，成交電量分別是10.5億千瓦時、14.5億千瓦時、14.0億千瓦時，發電平均降價125.55厘/千瓦時、147.93厘/千瓦時、133.28厘/千瓦時，售電公司成交電量占比分別是64.85%、68.68%、82.92%，發電側平均分別讓利了1.32億元、2.14億元、1.87億元。由於發電側降價程度明顯高於用戶側，導致售電公司賺取大量差價，平均盈利在1毛以上，成為最大的受益者。

正是瞄準了這一大蛋糕，從去年新電改方案公布後，據《經濟參考報》記者不完全統計，除西藏外各省(市、區)均成立了售電公司，試點省份成立數量較多。其中，山東75家、廣東40家、貴州38家、河北35家。其中發電企業成立售電公司62家，超過總數的十分之一。五大發電集團成立了21家售電公司，國家電投成立最多，共12家。從資本屬性看，民營資本較為活躍，成立公司的數量超過300家。

上述國海證券分析人士指出，當前售電市場核心是擁有牌照，盈利來源於高額售電價差，參與售電即可盈利。但在未來兩到三年內市場成熟後，價差將回歸合理，售電市場競爭的核心要素是提高用戶體量和粘性。三年以後市場擴大到一定程度，售電公司需要擴大增值服務以及利用平臺提供投融資、咨詢服務等多種變現模式提高盈利。

難題壟斷仍有待破冰

繼電力之後，“破壟斷”的風正逼近油氣領域。《經濟參考報》記者了解到，目前《關於深化石油天然氣體制改革的若幹意見》已經歷了數次修改、補充、完善和上報，專項改革方案和相關配套文件也在抓緊研究制定，未來將在部分省市開展油氣改革綜合試點或專項試點。

電信、交通、市政公用等自然壟斷行業放開的步伐也在提速。全國工業和信息化工作會議明確，2016年將紮實推進電信業放開競爭性業務試點。隨著今年5月5日中國廣電獲得基礎電信業務經營許可，電信領域長期“三足鼎立”的格局被打破。而交通領域則明確將逐步放開鐵路運輸競爭性領域價格和鐵路建設市場，近日發改委發文進一步鼓勵社會資本投鐵路，河南放開地方鐵路旅客票價和貨運價格，四川全面放開鐵路建設市場。

伴隨著改革的推進，降價紅利也逐步釋放出來。以電改為例，國家發改委數據顯示，雲南、貴州、安徽、寧夏、湖北第一批改革試點輸配電價降價空間達到55.6億元。中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟表示，當前地方特別是資源大省電改熱情高漲，更大的目的在於可見的降電價紅利。在當前供大於求的背景下，各地電力交易競價激烈，降價幅度越來越大。

但是，“這種基於自身工業利益降電價的舉動，與電改本身的目的是不相吻合的。對於為什麽要改革，如何來衡量改革是否成功，目前大家並沒有一個明晰的認識，國有企業競爭的底線、交叉補貼的解決等一系列問題還沒有細則規定，售電側放開也因為電網的難退出而大打折扣，所以電改目前看似熱鬧，實質進展還是比較緩慢。”廈門大學能源經濟協同創新中心主任林伯強坦言。馮永晟也表示，目前交易中心的遠期計劃電量分配，並未觸及電網分配資源的核心權力，沒有調度體制和結算體制變化的電力市場交易不具有競爭性，進一步推進改革的開關在電網手里。

問題並不止於此。上述知情人士坦言，盡管有關部門一再強調改革目標是建機制而非降電價，但部分試點地區還是為了經濟發展一味地降輸配電價，同時對於電量增長的預測普遍過於樂觀，容易導致平衡賬戶虧空。

作為國網轄區內輸配電價改革試點方案獲批的第一個省份，寧夏自治區物價局商品價格管理處處長覃紅偉表示，國網公司加大投資可以提高輸配電的輸配成本，但這又與社會的承載力和使用需求不匹配。而且，不斷推高的輸配電價最終還會體現在電價上，下一個監管期就可能面臨漲價，相當於“羊毛出在羊身上”，建議政府及電網企業結合電量增速考慮新增投資，綜合考慮社會發展水平和電價承受能力。

輸配電價改革全面提速 已試點省份都降價了

國家發改委10日發布《關於全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》(下稱《通知》)，全面推進輸配電價改革試點，加快建立獨立的輸配電價體系。

新增14個省級電網

《通知》要求，在目前已開展18個省級電網輸配電價改革試點的基礎上，2016年9月在蒙東、遼寧、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、福建、山東、河南、海南、甘肅、青海、新疆等14個省級電網啟動輸配電價改革試點。2017年在西藏電網，華東、華中、東北、西北等區域電網開展輸配電價改革試點。

同時，《通知》明確了定價時間表。

《通知》顯示，2016年4月進行試點的12個省級電網，相關省級價格主管部門在成本監審工作結束後，認真測算當地電網輸配電價總水平和分電壓等級輸配電價標準，2016年10月底前報國家發展改革委(價格司)。

《通知》要求本次開展輸配電價改革試點的14個省級價格主管部門要參照已開展輸配電價改革試點省份的經驗，結合當地實際，擬定適合當地電網特點的輸配電價改革試點方案，2016年11月底前報送國家發展改革委(價格司)。同時，根據成本監審結果，科學、合理測定當地省級電網輸配電價總水平和分電壓等級輸配電價標準，原則上2017年3月底前報國家發展改革委(價格司)。

已試點地區價格均比去年低

價格機制是市場機制的核心，輸配電價是電價形成機制的重點內容。

去年3月，中共中央、國務院下發《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》，第一個任務就是按照“準許成本加合理收益”方法核定獨立、明晰的電網輸配電價和準許總收入，先後確定深圳、蒙西、寧夏、湖北、雲南、貴州、安徽進行先行試點，目前該七個省市區的首個周期輸配電價均已核準，改革全面落地。

今年3月輸配電價改革試點新增北京、天津等12個省級電網和華北區域電網以及國家綜合電改試點省份，按計劃將在2017年推至全國。

國家發改委較早批複的深圳供電局輸配電價采取“成本加收益”方法測算，第一周期為2015年-2017年。其中，220千伏輸配電價分別為0.1435元/千瓦時、0.1433元/千瓦時和0.1428元/千瓦時;110千伏輸配電價分別為0.0683元/千瓦時、0.0682元/千瓦時和0.0679;20千伏輸配電價分別為0.1363元/千瓦時、0.1360元/千瓦時和0.1354元/千瓦時;10千伏輸配電價為0.1805元/千瓦時、0.1802元/千瓦時和0.1794元/千瓦時。

深圳供電局2015年-2017年的綜合線損率均按4.1%計算，實際運行中線損率超過或低於4.1%帶來的風險或收益均由深圳供電局承擔。周期當中，深圳供電局有限公司預測的銷售電量分別為778.45億千瓦時、811.02億千瓦時和846.71億千瓦時。

湖北省是全國先期改革的5個試點省份之一，第一個監管周期為2016年至2018年。經國家發改委輸配電價成本監審組調查，測定了湖北省第一個監管周期的輸配電價格水平為0.2374元/千瓦時，比去年降低0.009元/千瓦時。

雲南省水能資源豐富，近年來，隨著省內大江幹流水電站的陸續投產發電，省內電力供求的矛盾得到了根本性改變。今年新核定的平均輸配電價標準與原核定目錄電價的購銷價差相比，每千瓦時降低了1.65分，預計可減輕全社會用電負擔31億元。

其中，與原目錄電價相比，110千伏和220千伏大工業用電電價每千瓦時由0.48元和0.468元下調為0.412元和0.394元，每千瓦時降低了6.8分和7.4分，有效降低了工業企業用電成本。

貴州電網輸配電價為每千瓦時0.1989元，分電壓等級輸配電價標準：一般工商業及其他用電不滿1千伏電度電價為0.4660元/千瓦時，10(20)千伏電度電價為0.3991元/千瓦時，35千伏電度電價為0.3365元/千瓦時;大工業用電10(20)千伏為0.1739元/千瓦時，35千伏為0.1302元/千瓦時，110千伏為0.0799元/千瓦時，220千伏為0.0567元/千瓦時。

光伏上網電價下調 以後每年調整一次

近日，國家發改委發布通知，適當降低光伏電站陸上風電標桿上網電價。

通知規定，2017年1月1日之後，一類至三類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元，比2016年電價每千瓦時下調0.15元、0.13元、0.13元。

通知同時明確，今後光伏標桿電價根據成本變化情況每年調整一次。

2018年1月1日之後，一類至四類資源區新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年電價每千瓦時降低7分、5分、5分、3分。

為繼續鼓勵分布式光伏和海上風電發展，通知規定分布式光伏發電補貼標準和海上風電標桿電價不作調整。

降價幅度比預期溫和

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受第一財經記者采訪時表示，近期從市場角度來看，光伏成本下降比較大，因此此次降價比之前的預期更溫和。

此前業內傳出的2017年光伏標桿上網電價調整至：一類0.6元，二類0.7元，三類0.8元/千瓦時。

此外，林伯強認為，降價意味著對光伏企業的補貼少了，企業可能會有負面反應。

但是第一財經記者通過采訪光伏企業相關人士發現，企業的反應較樂觀，認為降價幅度可以接受。

樂葉光伏科技有限公司執行董事助理王英歌告訴第一財經記者，這次價格調整幅度總體上是理性漸進的，對於主要光伏電站投資者是可以接受的。

“政策出臺前廣泛聽取了行業協會、企業等各界意見，政策制定的系統性和科學性受到業界的廣泛好評。”王英歌說。

行業洗牌將繼續

發改委方面認為，我國光伏行業技術進步較快，光伏組件制造、光電轉換效率均已達到世界先進水平。調整後的標桿上網電價，在現有技術水平下能夠保障光伏發電項目獲得合理收益，繼續保持新能源項目投資吸引力，促進光伏全產業鏈健康發展。同時，保持分布式光伏發電價格不降低、少降低東部地區光伏發電價格，有利於合理引導光伏產業優化布局，鼓勵東部地區就近發展新能源，減少煤炭消耗和溫室氣體排放，促進大氣質量改善。

此次文件的政策導向十分清晰，資源向分布式傾斜，分布式政策的延續或將促成明年分布式的“春天”。

通知顯示，為更大程度發揮市場形成價格的作用，通知鼓勵各地繼續通過招標等市場競爭方式確定各類新能源項目業主和上網電價。

王英歌表示，由於領跑者基地競價結果很多低於新的電價，6.30搶裝的壓力減小，這對於明年三季度行情是個福音。

與此同時，降價標準落地之後，光伏產業鏈整體還將繼續洗牌。

王英歌說，在新的領跑者項目和部分地方項目中，競價成為拿指標的主要因素，電站投資者並不會輕松，光伏制造商也會承受較大壓力。

適當下調光伏電站和陸上風電標桿上網電價，有利於減輕新能源補貼資金增長壓力。

發改委根據目前光伏、風電發展速度測算，2017年光伏電站標桿上網電價下調後，每年將減少新增光伏電站補貼需求約45億元;2018年陸上風電價格也降低後，每年將減少新增陸上風電補貼需求約15億元，合計每年減少新增補貼資金需求約60億元。

鋼鐵行業“升級版”差別電價政策來了，這次更加嚴格

據發改委網站，近日，國家發展改革委、工業和信息化部聯合出臺了《關於運用價格手段促進鋼鐵行業供給側結構性改革有關事項的通知》(以下簡稱《通知》)，決定自2017年1月1日起，對鋼鐵行業實行更加嚴格的差別電價政策和基於工序能耗的階梯電價政策。

通知要求，對列入《產業結構調整指導目錄(2011年本)(修正)》鋼鐵行業限制類、淘汰類裝置所屬企業生產用電繼續執行差別電價，在現行目錄銷售電價或市場交易電價基礎上實行加價，其中：淘汰類由每千瓦時加價0.3元提高至每千瓦時加價0.5元;限制類繼續維持每千瓦時加價0.1元;未按期完成化解過剩產能實施方案中化解任務的鋼鐵企業電價參照淘汰類每千瓦時加價0.5元執行。

通知規定，對執行差別電價政策以外的鋼鐵企業，以《粗鋼生產主要工序單位產品能源消耗限額》(GB21256-2013)為標準，按工序能耗推行階梯電價政策。

通知明確，各地可結合實際情況在上述規定基礎上進一步加大差別電價、階梯電價實施力度，提高加價標準。

自2004年開始，國家發展改革委對鋼鐵等八大類高耗能行業區分允許鼓勵類、限制類和淘汰類執行差別電價政策，對促進鋼鐵行業淘汰落後產能發揮了重要作用。《通知》的出臺，是進一步利用差別電價、階梯電價等價格手段促進鋼鐵行業供給側結構性改革，對進一步促進鋼鐵企業實施節能降耗技術改造，加快淘汰落後生產能力，提高鋼鐵企業的整體技術裝備水平和競爭能力，化解鋼鐵行業過剩產能將發揮一定作用。

輸配電價定價辦法終出臺 防止電網企業虛報投資

據發改委網站4日消息，近日，國家發展改革委印發了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(以下簡稱《辦法》)，規定了省級電網輸配電價的定價原則、計算辦法，與之前發布的《輸配電定價成本監審辦法》，共同構成了對電網企業的成本價格監管制度框架。

《辦法》明確了對電網企業的激勵約束機制。其中包括建立投資定期校核機制，防止電網企業虛報投資，當電網企業實際投資額低於規劃投資額時，對差額投資對應的準許收入的70%予以扣減，反之，差額投資對應的準許收入不再上調。

據悉，2015年以來，通過輸配電價改革、實施煤電價格聯動、推進電力市場化交易等方式綜合施策，已累計降低用電成本1800億元以上。

以下為2016年末，國家發展改革委有關負責人對此問題的相關問答：

問：為什麽要制定《辦法》?

答：深化電力體制改革、推進價格機制改革是黨中央、國務院作出的重大決策部署。黨的十八屆三中全會要求，將政府定價範圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網絡型自然壟斷環節。《中共中央國務院關於推進價格機制改革的若幹意見》(中發〔2015〕28號)、《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(中發〔2015〕9號)明確提出按照“管住中間、放開兩頭”的思路，推進電力價格改革。

制定出臺《辦法》，是貫徹落實黨中央、國務院重大決策部署，在新常態下把價格改革向縱深推進、建立健全政府定價制度的重要探索，有利於政府價格監管方式轉變，提高政府定價的科學性，最大限度減少自由裁量權。

制定出臺《辦法》，是在新形勢下加強對超大網絡型自然壟斷企業價格監管的重大創新。國家電網公司、南方電網公司是世界範圍內規模巨大的電網企業。盡管網絡型自然壟斷企業具有規模經濟優勢，有利於電力資源在更大範圍內優化配置，但為更好地規範企業行為，防範企業利用壟斷地位損害發電企業和電力用戶的合法權益，必須加強監管。

制定出臺《辦法》，有利於加快電力體制改革總體進程，推動有序放開競爭性環節定價、有序向社會資本放開配售電業務、有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，加快構建主要由市場配置電力資源的體制機制，還原能源商品屬性。

問：核定輸配電價過程中要堅持哪些原則?

答：《辦法》明確，核定輸配電價過程中要堅持三個方面的原則:

(一)建立機制與合理定價相結合。以制度、規則、機制建設為核心，轉變政府價格監管方式，既要提高政府定價的科學性，最大限度減少自由裁量權;又要規範電網企業的價格行為，通過科學、規範、透明的制度形成合理的輸配電價。

(二)彌補合理成本與約束激勵相結合。按照“準許成本加合理收益”的辦法核定輸配電價，以嚴格的成本監審為基礎，彌補電網企業準許成本並獲得合理收益;同時，建立激勵約束機制，調動電網企業加強管理、降低成本積極性，提高投資效率和管理水平。

(三)促進電網健康發展與用戶合理負擔相結合。通過科學、合理、有效的價格信號，引導電網企業的經營行為和用戶的用電行為。既要促進電網健康可持續發展，確保電網企業提供安全可靠的電力，滿足國民經濟和社會發展的需要;又要使不同電壓等級和不同類別用戶的輸配電價合理反映輸配電成本，以盡可能低的價格為用戶提供優質的輸配電服務。

問：《辦法》最核心的內容是什麽?

答：《辦法》的核心可以概括為“三個明確”，即明確了獨立輸配電價體系的主要內容、明確了輸配電價的計算辦法、明確了對電網企業的激勵約束機制。

(一)明確了建立獨立輸配電價體系。《辦法》規定，以提供輸配電服務相關的資產、成本為基礎，確定電網企業輸配電業務準許收入，並分電壓等級、分用戶類別核定輸配電價，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系，既要確保電網企業提供安全可靠的電力，又要使輸配電價合理反映輸配電成本，以盡可能低的價格提供優質的輸配電服務。

(二)明確了輸配電價的計算方法。《辦法》按照準許成本加合理收益的原則，既明確規定了折舊費、運行維護費、有效資產、準許收益率等指標的核定原則和具體標準，又明確規定了不得計入輸配電價定價範圍的成本費用、資產，還規定了分電壓等級、分用戶類別輸配電價的計算辦法，提出了妥善處理政策性交叉補貼的初步思路。

(三)明確了對電網企業的激勵約束機制。《辦法》創新性地引入激勵性管制理念，建立對電網企業的激勵和約束機制。一是實行費率上限管控，材料費、修理費、其他費用等高出上限部分不計入輸配電價，激勵企業以費用上限為目標盡可能通過節約成本費用來獲得收益;二是強化投資約束機制，電網投資與電量增長、負荷增長、供電可靠性不匹配的成本費用暫不予納入輸配電價，抑制電網過度投資，鼓勵工程造價節約，減少不必要投資;三是建立投資定期校核機制，防止電網企業虛報投資，當電網企業實際投資額低於規劃投資額時，對差額投資對應的準許收入的70%予以扣減，反之，差額投資對應的準許收入不再上調;四是建立成本節約分享機制，規定企業實際借款利率、線損率低於政府核定標準的，節約部分按1:1由企業和用戶共同分享，調動企業降成本的積極性;五是建立與供電可靠性和服務質量掛鉤的輸配電價調整機制。供電可靠率、服務質量等達不到規定標準的，相應扣減電網企業準許收入。

此外，為平穩推進輸配電價改革，《辦法》建立了平滑機制。監管周期內新增投資、電量變化較大的，在監管周期內對準許收入和輸配電價進行平滑處理;情況特殊的，可以平滑到下一周期。

問：請介紹《辦法》的制定過程。

答：對超大網絡型自然壟斷企業進行價格監管是世界級難題，各國監管機構都經歷了多年的探索，才形成了比較完善的監管制度框架。輸配電價也是我國價格改革中最難啃的“硬骨頭”之一。在制定《辦法》過程中，認真總結試點經驗，並借鑒成熟市場經濟國家監管辦法，形成了以“準許成本加合理收益”為基礎，引入現代激勵性監管理念的監管制度框架。

首先，《辦法》是在充分試點的基礎上制定出來的。2014年，國家發展改革委部署深圳和蒙西開展輸配電價改革試點;2015年，將試點範圍擴大到寧夏、湖北、安徽、雲南和貴州等5省(區)。今年年初，又決定在12個省級電網和華北區域電網開展輸配電價改革試點;9月決定進一步擴大試點範圍，實現全覆蓋。我們與試點省份價格主管部門、國家能源局及其派出機構進行了反複溝通，並邀請中國宏觀經濟研究院院價格研究所、華北電力大學、中國人民大學專家共同研究，形成了《辦法》初稿。

其次，《辦法》反複征求了有關方面的意見。2015年，在輸配電價改革試點之初，國家發展改革委首先印發了《輸配電定價成本監審辦法(試行)》，對如何認定歷史成本做了規定。根據試點經驗，我們起草了《辦法》初稿後，反複征求了國資委、人力資源社會保障部、財政部、國家能源局的意見。12月16日-27日，國家發展改革委向社會公開征求了對《辦法》的意見。征求意見期間，社會各界人士通過網上留言等方式提出了近800條意見和建議，相關意見建議中肯、全面，對完善辦法具有積極的借鑒意義。多數意見認為辦法意義重大，科學合理，與國際先進電力監管理念接軌，建議盡快出臺。所提具體意見基本已在辦法中體現或在修改時采納，還有一些是在改革試點中需要研究解決的問題，將在改革過程中逐步細化落實。

第三，《辦法》合理借鑒了國外經驗。對電網企業進行價格監管是市場經濟國家通行做法，美、英等國已有30余年的監管經驗。一年多以來，我們通過各種方式加強與美國、英國等輸配電價監管機構的溝通交流，詳細了解各國監管經驗、遇到的挑戰及解決辦法，對《辦法》補充完善。

需要說明的是，輸配電價改革畢竟是一個新生事物，核定輸配電價過程中還面臨很多問題和挑戰，我們將在推進改革的過程中，繼續傾聽各方面的意見和建議，為將來修訂完善輸配電價成本監審辦法打下良好基礎，也歡迎社會各界幫助我們工作。

問：去年中央經濟工作會議提出降低電力價格，今年中央經濟工作會議又提出降低用能成本。《辦法》能夠降成本嗎?

答：“降成本”是供給側結構性改革五大任務之一，也是推進電力體制改革的重要內容。《辦法》遵循了“著力建機制、合理降成本”的理念，在建立科學、規範、透明的輸配電價監管機制的同時，努力推動降低工商企業用電成本。2015年以來，通過輸配電價改革、實施煤電價格聯動、推進電力市場化交易等方式綜合施策，已累計降低用電成本1800億元以上。

一是實施煤電聯動機制，降低燃煤機組上網電價，相應降低工商業用電價格。煤電價格聯動機制建立以來，由於電煤價格上漲，2004年-2011年曾連續7次上調燃煤機組上網電價，並相應提高工商業銷售電價。2013年以來，電煤價格持續走低，已連續4次下調了上網電價，共下調每千瓦時7.44分錢。其中，2015年4月20日和2016年1月1日，還相應下調了工商業銷售電價和一般工商業銷售電價，下調幅度分別為每千瓦時1.8分錢和3分錢。兩次調價共減少企業用電支出900億左右。

二是通過輸配電價改革嚴格成本監審，降低電網企業輸配電費用。2015年，國家發展改革委在深圳、蒙西、湖北、安徽、寧夏、雲南、貴州開展輸配電價改革試點。通過成本監審，核減電網企業不相關資產、不合理成本後，綜合考慮未來投資增長因素後，用於降低銷售電價的部分約80億元。目前，我委正在加快審核2016年第一批12個省級電網輸配電價水平，從成本監審情況，電網歷史成本平均核減比例為16.3%。從輸配電價測算情況看，除北京、河北北網受投資大幅增長、售電量增速較低等因素，輸配電價有上漲需求外，大多數省級電網的輸配電價均將有不同程度的降低，近期我們將陸續批複12個省級電網的輸配電價，並由試點省級價格主管部門按規定對外公布分電壓等級的輸配電價。根據初步測算結果，預計還將較大幅度降低用電企業電費支出。

需要說明的是，由於定價辦法規定了平滑機制，北京、河北北網測算出來的輸配電價較現行購銷差價有了適當提高，但暫時先不調整到位，銷售電價繼續維持現行水平。

三是推動電力直接交易，降低大用戶電力價格。輸配電價改革的目的之一，就是通過制定獨立輸配電價，推動電力市場交易。據測算，2015年全國電力直接交易4300億千瓦時，按每千瓦時平均降低5分錢測算，減輕了用電成本215億元。2016年電力市場交易規模又進一步擴大，初步測算，2016年電力直接交易將達7000億千瓦時，按每千瓦時降低6.4分錢測算，全年可降低用電費用450億元。

四是完善基本電價執行方式，減輕大工業用戶基本電費支出。針對用電企業反映在經濟下行壓力較大、部分企業無法滿負荷用電的情況下，向電網企業申請調整基本電價計費方式周期長、限制多，用電負擔凸顯的問題， 6月30日出臺了完善基本電價執行方式的改革舉措，放寬用電企業申請調整計費方式、減容、暫停的政策條件，電力用戶可根據企業實際需要選擇最有利的計費方式。據測算，可減輕大工業用戶基本電費支出150億元。

五是推動跨省跨區電力交易，降低受電地區用電成本。2015年4月，國家發展改革委發文降低了部分跨省跨區的輸電價格，平均降價幅度每千瓦時2分錢，並完善跨省跨區電力市場化價格機制，由送電、售電市場主體通過協商或競價的方式確定送受電量、價格。2016年，跨省跨區送電價格根據受電省份燃煤標桿電價變動幅度同步降低，將有利於降低受電省份企業用電成本。在原有計劃之外，新增跨省跨區用電通過市場協商進一步降低價格。指導北京、廣州兩大交易中心，進一步組織跨省跨區電力直接交易，將西部地區“棄風”、“棄光”、“棄水”的電力以較低的價格送到東部負荷中心，既降低東部地區用電成本，又促進西部地區可再生能源發展。例如，“銀東直流跨區送電直接交易”共成交90億千瓦時，每千瓦時降價6分錢，減少山東用電企業支出5.4億元。北京市創新工作方法，由電力公司統一代理(自願選擇其他售電公司代理的除外)郊區工商業用戶掛牌采購區外電力，郊區工商電價平均降低2.44分錢，促進了非首都功能疏解。

問：在輸配電價改革方面，還將開展哪些工作?

答：目前，我們已經實現了省級電網輸配電價改革試點的全覆蓋。近期即將公布第二批12個省級電網的輸配電價，剩余14個省級電網輸配電價成本監審的實地審核即將完成，並轉入輸配電價測算階段，預計明年二季度將全部向社會公布。接下來，根據電力體制改革和價格機制改革的總體部署，我們還將開展以下工作：

第一，合理核定區域電網和跨省跨區電網輸電價格。華北電網的成本監審工作已經完成，並對輸配電價作了初步測算，明年將啟動東北、西北、華中、華東等區域電網的輸配電價核定;同時，還將合理制定或調整跨區跨省線路的輸電價格，促進跨省區電力交易的發展和西部可再生能源的消納。

第二，指導地方核定地方電網和新增配電網配電價格。為有序向社會資本開放配售電業務，國家發展改革委已經發布了第一批105個新增配電網試點;四川、廣西、雲南等地還有一些地方小電網。明年，我們將參照省級電網輸配電價辦法，指導地方科學核定地方電網和新增配電網配電價格。

第三，研究建立常態化監管制度。我們已初步建立了有關電網企業按規定上報日常運行的數據信息，並將以相關信息為基礎構建電價監管的數據庫，定期對電網企業的投資、生產、運營數據進行核查，不斷提高價格監管的科學性合理性。

第四，積極推動電力市場化交易。輸配電價改革在“管住中間”建立了制度框架的基礎上，也為“放開兩頭”、推進電力市場化交易提供了重要基礎。我們將積極與有關部門一道，共同研究電力市場交易的規則、辦法，共同推動建立統一開放、競爭有序的電力市場體系，不斷擴大市場決定電力交易、電價的範圍，構建主要由市場決定電力資源配置的體制機制。

問：去年，國家發展改革委發布了新的煤電價格聯動機制。今年1月1日下調了電價。今年下半年煤價出現大幅上漲，請問明年1月1日還啟動煤電價格聯動嗎?

答：經國務院批準，發展改革委於2015年底完善了煤電價格聯動機制。完善後的煤電價格聯動機制規定，依據向社會公布的中國電煤價格指數和上一年度煤電企業供電標準煤耗，測算煤電標桿上網電價。每期電煤價格按照上一年11月至當年10月電煤價格平均數確定。本期全國電煤價格指數平均為每噸347.5元，中國電力企業聯合會公布的年度燃煤電廠供電標準煤耗為每千瓦時319克。

根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。由於聯動機制規定，標桿上網電價調整水平不足每千瓦時0.20分錢時，當年不調整，調價金額納入下一周期累計計算。據此，2017年1月1日全國煤電標桿上網電價將不作調整。

在當前形勢下，煤電標桿上網電價不調整，客觀上有利於穩定市場預期，有利於穩定實體經濟用能成本，有利於促進煤電行業供給側結構性改革。我們將密切跟蹤電煤價格走勢，繼續采取釋放先進產能、調配鐵路運力、推動簽訂長協、穩定市場預期等措施，推動電煤價格盡快合理回歸，促進燃煤發電行業平穩健康發展。

四川對大工業重點產業實施電價補貼 有助消納過剩電能

四川省政府日前下發《關於2017年一季度工業經濟良好開局的意見》，提出對一季度大工業重點產業用電進行電價補貼，並降低企業用氣成本。

《意見》明確，在強化電氣運等要素保障方面，該省將出臺直購電、富余電和留存電三大政策實施方案，全年直購電量規模增加到500億千瓦時以上。對今年一季度大工業重點產業用電進行電價補貼。加大推進天然氣“轉供”改“直供”工作力度，加強城市燃氣配氣價格監管，降低企業用氣成本。

消納過剩電能

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，大工業常為最高耗能產業，對電價進行補貼既可以利用過剩產能又有利於降低成本。

“電力產能過剩嚴重，地方政府千方百計將過剩產能利用起來;由於交叉補貼原因，我國工業電價確實比發達國家貴，補貼利於企業降低成本。”林伯強告訴第一財經記者。

四川電力產能過剩主要體現在水電消納困難方面。四川省政府在去年10月出臺的《關於進一步加強和規範水電建設管理的意見》顯示，近年來，四川電力需求增長緩慢，外送通道建設滯後，水電消納矛盾日益突出。

“十二五”以來，隨著水電裝機快速增加和省內外用電需求持續下行，四川省電力供大於求矛盾日益突出。從2012年開始，棄水問題逐漸凸顯，2012-2015年四川電網水電棄水電量分別為76億、26億、97億、102億千瓦時，其中2015年棄水電量約占水電發電總量的3.96%。

國網四川省電力公司副總經理陳雲輝曾對媒體表示，四川水電棄水的成因主要體現在水電發電特性與用電負荷特性不匹配、水電集中投產與省內用電需求增長不匹配、水電大範圍配置消納需求與省外接納意願減弱不匹配、外送通道建設與水電發展不匹配四個方面。

對於大工業的汙染問題，林伯強認為，如果企業嚴格按照環保標準執行，國家有關部門加大督查力度，則問題不大。

與此同時，《意見》顯示，文件的出臺目的是為進一步鞏固工業企穩回升的發展態勢，確保實現一季度良好開局，工作舉措是力爭一季度全省新開工重點工業項目450個、竣工450個。

作為長江經濟帶和絲綢之路經濟帶的重要紐帶，四川省從去年起產業結構發生重大變化，經濟增長格局由工業主導轉向服務業、工業共同主導。

從上月四川省發布的2016年經濟數據看，2016年全省實現地區生產總值(GDP)32680.5億元，按可比價格計算比上年增長7.7%，增速比全國平均水平高1個百分點。

從三次產業看，第三產業增加值占GDP比重達45.4%，超過第二產業比重。

去年一季度每度電補3分錢

對大工業重點產業用電進行電價補貼在四川省已不是首次。

去年6月，四川省發改委安排將上一年度直購電、富余電量政策結余資金對重點工業企業進行電價補貼，總額達13089萬元。四川省發改委利用這筆資金，按統一標準對去年一季度累計網購大工業用電量達到5000萬千瓦時及以上的四川電網直供區直購電用戶進行電價補貼。

據新華社消息，去年一季度獲得補貼的用電總量為380235萬千瓦時，電價補貼標準為每千瓦時3.442分錢。

去年一季度，四川省出臺了促進經濟穩定增長和提質增效推進供給側結構性改革的17條政策措施，其中提出降低電力要素成本，執行一般工商業用電每千瓦時降低0.6分、國網直購電、留存電量等特殊電價每千瓦時降低2.01分的電價政策，並要求全年直購電量規模不低於300億千瓦時，擴大直購電試點參與範圍。