跨省區電力市場探路 有助遠距離合理輸配價格形成

跨省區電力市場探路 有助遠距離合理輸配價格形成

一財網 張旭東 2015-05-10 18:17:00

電改的第四個配套文件讓電力交易市場突破了省域範圍。華北電力大學曾鳴教授對《第一財經日報》記者稱，跨省區交易能夠逐步理清相關輸配電資產，結合獨立輸配電試點，有利於輸配電價格形成，實現電改方案提出的“管住中間，放開兩頭。”

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蒙西電網輸配電價改革方案落地 試點領域更全面

蒙西電網輸配電價改革方案落地 試點領域更全面

一財網 張旭東 2015-06-14 20:07:00

蒙西試點方案總體上與深圳試點方案基本一致，主要內容是按“準許成本加合理收益”原則對電網企業實行總收入監管，單獨核定分電壓等級輸配電價。

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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。

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。

深圳輸配電改革成效初顯：商業用戶每度電約降了8分錢

去年1月，深圳正式開始輸配電價改革試點。近兩年來，深圳輸配電改革怎麽改，改革後的輸配電價怎麽監管，電力行業效率能否提高，電價能不能降下來，一直備受關註。

深圳供電局副總經理胡帆近日對第一財經記者表示，輸配電價新機制的良好運作，為電價合理傳導搭建了橋梁，為電力市場化打下良好的基礎，改革紅利也惠及了廣大用戶。同時，改革倒逼企業規範成本、改進管理，試點實現了對電網企業以電網有效資產為基礎對輸配電收入、成本和價格全方位直接監管，為全國擴大改革試點範圍提供了範本。

電價市場化探索

國家發改委於2014年10月印發《國家發展改革委關於深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，同年12月31日，批複了深圳供電局首個監管周期，即2015-2017年準許輸配電收入及價格水平，要求從2015年1月1日起正式實施“成本加收益”的輸配電價監管模式，標誌著輸配電價改革試點邁出實質性步伐。

在國內無現成經驗可借鑒的情況下，歷經近兩年時間的摸索，推動建立了有利於電網企業長遠發展的新機制。

此次輸配電價改革試點，深圳供電局每年的輸配電收入被政府價格主管部門核定並嚴格監管，政府以電網有效資產為基礎，核定準許成本和合理收益，強化了對電網企業的成本約束，並引入激勵機制促使企業降低成本、提高效率。

深圳供電局總會計師楊誌鵬告訴第一財經記者，改革從機制上把輸配電價與發售電價進行分開，建立了獨立的輸配電價體系，有利於積極穩妥推進電力市場化改革，反映市場真實的供求變化，還原能源商品屬性。

輸配電價改革後，廣東省、深圳市發改委利用深圳市輸配電價改革的降價空間，加上國家煤電價聯動形成的深圳市購電成本下降空間，在工業電價不調升的情況下，降低深圳市各類商業用戶電價至工業電價水平，平均每千瓦時降低了8.43分。

倒逼電網企業降成本

胡帆表示，以有效資產為基礎、按“準許成本+合理收益”核定電網輸配電準許收入，強化了對電網企業的投資及成本約束，並引入激勵機制促使電網企業加強資產管理、降低成本、提高效率。

深圳供電局企業管理部主任謝宏對第一財經記者表示，電網企業的資產與成本管理能力與輸配電價改革的新要求之間存在的差距，也是試點中遇到的難題。資產家底不夠清晰，將直接影響電網企業經營利潤及有關成本的核準。

輸配電價改革後，電網企業的成本控制尤為重要，以設備使用壽命為例，只有提高設備的健康度，延長設備退運報廢期，才能使企業成本得以降低。改革後，變電設備和輸電設備的折舊壽命都比以前延長了一倍左右，這就對設備采購、安裝、運維等環節提出了更高的要求，倒逼深圳供電局對設備進行全生命周期管理。比如，在采購環節要買性價比高的設備，安裝環節要做到零缺陷，運維環節要定期檢修維護等。

在成本類項目管控方面，改革對生產修理項目在規範化、精益化、預算完成率等方面提出了更高的要求。電力體制改革後，深圳供電局對生產修理項目的資金投入方向、項目儲備庫、可研編制、物資申購、停電批複、施工單位招標、合同簽訂、現場實施、竣工驗收、結算歸檔等10項關鍵實施環節進行了全面梳理，進一步明晰了各項工作的操作標準，精細化管理各個環節。

供電企業已試點混合所有制改革

深圳前海蛇口自貿區供電有限公司(下稱“前海蛇口供電公司”)於2015年11月30日成立，是增量配電網領域引入社會資本的首次積極探索。前海蛇口供電公司註冊資金1億元人民幣，主要負責前海蛇口自貿區總面積約28平方公里範圍內配售電及從事綜合能源供應等業務。

謝宏介紹，前海蛇口供電公司通過引入五方(深圳供電局有限公司、招商局地產控股股份有限公司、深圳市能之匯投資有限公司、文山電力股份有限公司和深圳市前海開發投資控股有限公司)資本的股權合作，建立由國有資本控股的混合所有制供電企業，有利於發揮各方優勢，做大做強深圳前海蛇口電網，為前海蛇口自貿區經濟發展提供強有力保障。

同時，還可以為電網建設運營管理模式的創新發展以及供電服務領域的混合所有制改革積累經驗，符合國家積極發展混合所有制經濟的改革部署。

前海供電公司是在供電領域的首次混合所有制改革試點，國內尚無實踐先例，探索難度較大。合作各方來自於不同領域，有著不同的訴求，他們認同投資電網行業本身具有收益較穩定等優勢，但也對投資周期長、前期投入大、監管要求嚴等情況存在一定程度的憂慮。

謝宏表示，前海供電公司作為混合所有制企業，是貫徹落實電力體制改革要求、探索實踐配售電改革的平臺。一是通過混合所有制方式探索社會資本投資增量配電業務的有效途徑，推動增量配電網的投資建設。二是作為擁有增量配電網運營權的售電公司(第二類售電公司)，已列入廣東省售電公司目錄，參與完全市場化競爭，並於8月16日通過參加廣東電力交易中心集中競價，取得電量480萬千瓦時，順利實現第一筆售電業務，為推進售電側改革積累經驗。三是基於管制業務、市場化售電業務，積極拓展分布式能源、微電網、節能服務等附加增值業務，探索建設國際領先的綜合能源供應服務商。

林伯強解讀輸配定價新法：中國史上首個針對自然壟斷電網的定價法

1月4日，國家發展改革委對外公布了《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》(以下簡稱《辦法》)。《辦法》明確了建立獨立輸配電價體系，規定了輸配電價的計算方法，建立了激勵約束機制。

《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。

《辦法》規定，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；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；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；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；建立與供電可靠性和服務質量掛鉤的輸配電價調整機制。當供電可靠率、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，應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。

此次出臺的《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。

發改委有關負責人表示，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。

《辦法》公布後，第一財經記者第一時間專訪廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強，請他梳理此《辦法》的亮點與影響。

第一財經：此次《辦法》中的亮點有哪些?

林伯強：這是我國歷史上第一個針對超大網絡型自然壟斷電網行業的定價辦法，亮點主要是明確了科學透明的輸配電價體系，為電力市場的改革走出了最重要的一步。

根據“管住中間放開兩頭”的原則，《辦法》所明確的就是中間的成本，為“放開兩頭”提供重要改革基礎。

具體的輸配電價核定方法和企業的激勵約束機制都是圍繞輸配電價體系而展開的。

具體的核定方法比較有系統性，規定了折舊費、有效資產、準許收益率等指標的核定原則和標準，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;對電網企業的激勵約束機制明確了電網企業既不能多投，也不能少投，節約部分按1:1由企業和用戶共同分享，建立了分享機制，等等。

第一財經：《辦法》出臺和執行的難點有哪些?

林伯強：由於歷史的原因，初始的輸配電價核定應該很不容易。

截至目前，發改委已核定了十二個省份的輸配電價，這是《辦法》出臺的基礎。還有十多個省份今年可以全部核定完成。

目前輸配電價核定是個博弈，實際上是“討價還價”的過程。以往政府對電網的成本也是管理的，由於歷史上的電網投資很大程度上主要政府行為，主要通過投資項目進行核定成本，電網通過上網和終端電價的差價獲得利潤。今後有了一個科學透明的輸配電價體系，管理輸配電價比較容易了。

辦法可能還需要進一步細化並在今後的執行中加以完善。比如激勵約束機制中，還有一些因素比較難以界定，具體到比如上線管控、回報率、過度投資等，上線管控怎麽定，什麽樣的投資算是過度投資，這些難界定的因素需要進一步細化說明，在未來實踐的過程中摸索經驗，並相應進行修正。這對政府作為監管方來講，是很大的挑戰。

但不能說政府完全沒有經驗，以往政府也核定電網成本，這次只是換了一種相對市場化的方式而已。

第一財經：核定輸配電價後對電力價格的下行有沒有影響?

林伯強：目前來說，一些地方輸配電價下調了一些，但不是全部所有的省份核定的輸配電價都下調了，所以電力價格整體上可能會下調一些，但不能指望從核定輸配電價這個過程中掙出很大電價下調空間，真正對電價有大幅度影響的，應該來自今後的電力市場競爭和交易。

第一財經：此《辦法》在費用方面規定這麽細致，但市場環境會經常變化，一些核價標準如何能實現動態更新？

林伯強：輸配電價一旦核定，動態主要還是針對增量部分，動態更新相對現在核定輸配電價核定，應該會比較容易些，每年投資增量多少，增量部分按照合理的成本和回報就可以確定了。

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。

依法核減輸配電成本 內蒙古電改為企業發展註活力

新一輪電改的重點是有序推進電價改革，以價格杠桿引導電力資源的合理開發和利用，而成本監審是政府制定和調整價格的基本程序，是推進價格機制改革的重要抓手。

近日，第一財經記者赴內蒙古自治區調研時了解到，內蒙古先後三次對省級電網開展輸配電成本監審，並在此基礎上順利實施了蒙西地區的電力多邊交易和輸配電價改革，以及蒙東地區的大用戶直接交易，直接推動了企業用電成本大幅降低和過剩產能的化解。

依法依規核減輸配電成本

據內蒙古自治區發改委提供的數據，經過成本監審，內蒙古西部電力公司、國網冀北電力公司、國網蒙東電力公司上報的輸配電成本均有所降低。

具體來說，2014年內蒙古西部電力公司上報的輸配電總成本中，共核減不應計入定價成本的費用25.79億元, 單位輸配電定價成本比企業上報的2014年單位輸配電成本每千瓦時降低了0.018元;國網冀北電力公司2015年上報輸配電總成本為197.76億元，核定總成本為175.64億元,共核減不應計入定價成本的費用22.12億元，單位輸配電定價成本比企業上報的單位輸配電成本降低0.018元;國網蒙東電力公司上報2015年輸配電成本總額為80.54億元，核減不應計入定價成本的費用為9.1億元，單位輸配電定價成本比企業上報的2015年單位輸配電成本0.279元/千瓦時降低0.031元。

輸配電成本監審取得上述成績與內蒙古自治區價格成本調查監審局嚴格的核算程序和嚴謹的工作作風密不可分。

監審程序規範是保證監審結果科學、準確的前提和基礎。據內蒙古自治區價格成本調查監審局局長劉喜林介紹，輸配電成本監審一般分四個階段進行：第一階段為資料初審，監審組對電力公司上報的成本資料進行初審，按規定要求企業補充完善資料;第二階段為實地審核，在完成企業資料初審後，協調相關各方召開輸配電成本監審啟動會，會上由企業匯報基本情況，價格部門提出具體要求。會後，監審組深入企業，對企業前三年各項輸配電成本費用進行全面審核;第三階段是將成本監審的結果向企業進行反饋，與電網公司交換意見，說明監審理由，最後達成共識;第四階段為形成實地審核報告，經集體審議後，起草正式成本實地審核報告上報上級價格主管部門。

明確成本構成的過程中，如何把握主要成本因素進入成本的標準是確保成本監審科學、準確的關鍵。劉喜林告訴記者，電力企業的成本構成比較複雜，有效資產、折舊、共同費用的分攤比例、電力購入與銷售、人工成本、各電壓等級對應的固定資產、財務收入等指標都存在著相互制約的邏輯關系，梳理各成本構成項目，必須下一番抽絲剝繭的細功夫。

“對各項成本構成，采取多維度、多層次匹配方法處理;與其他業務共同發生的費用按照監審辦法核算確定分攤比例;對影響成本水平的主要技術、經濟指標進入現場反複核對，確保其符合行業標準和公允水平。”劉喜林稱。

多種電價運行模式並存

成本監審是落實政府定價項目管精、管細、管好、管到位的關鍵環節，對於科學準確核定價格，壓減不合理價格構成，濾掉虛高費用，發揮著第一道關口的作用。內蒙古的輸配電成本監審為紮實推進電價改革打下堅實的基礎。

“內蒙古電力體制改革起步早、力度大。當全國開始普遍推行新一輪電改時，內蒙古模式已經相對成熟，可謂早改早受益。”內蒙古自治區發展改革委副主任王金豹對記者表示。

內蒙古是我國第一個省級電網輸配電價改革試點，也是我國第一個按照“準許成本加準許收益”原則測算能夠直接用於電力市場交易的省級電網獨立輸配電價。

內蒙古自治區發展改革委價格處副處長宿中原介紹，由於是全國首家開展輸配電成本監審的省級電網，沒有現成的經驗可以借鑒，在核定輸配電成本時，碰到問題就集體會審，並深入相關部門調研。

在談到成本監審成果時，宿中原說，蒙西電網大工業電價每千瓦時降低2.65分。2016年10月，蒙東電網輸配電價改革正式啟動，目前已完成成本監審工作，正在進行輸配電價初測，預計今年上半年可完成改革試點工作。

與此同時，在推進電價改革的過程中，內蒙古形成了符合地區電力工業特點的運行模式，順利實施了蒙西地區的電力多邊交易和蒙東地區的大用戶直接交易。

蒙西電網電力多邊交易市場自2010年4月正式運行以來，電量成交額度、市場主體規模，購售雙方交易頻次和密度均大幅增長。

截至2017年3月，用戶成員由最初的16家增加到604家。參加交易的用電企業涵蓋了煤化工、氯堿化工、生物制藥、有色金屬冶煉、裝備制造等符合國家產業政策、具有優勢特色的行業，發電企業均為符合國家環保政策機組。

電力多邊交易有效降低了企業的用電成本。

據內蒙古發改委提供的數據，蒙西電網“十二五”期間累計完成交易電量1395.6億千瓦時，到戶電價每千瓦時平均降幅2.5分，降低企業用電成本達到35億元;2016年蒙西電網實現交易電量765億千瓦時，占大工業用電量78%，到戶電價每千瓦時平均降幅7.2分，共降價55.08億元;2017年一季度，蒙西電網電力多邊交易累計交易電量223.69億千瓦時，占大工業用電量87%，平均每千瓦時降價幅度7.43分，降低企業用電成本16.62億元。

蒙東地區大用戶直接交易在降低企業成本方面亦可圈可點。

2013年，國家發改委批複了內蒙古東部地區電力用戶與發電企業直接交易試點輸配電價標準。2014年，內蒙古會同東北能監局、國網東北分部、國網蒙東公司正式啟動了蒙東地區大用戶直接交易工作。

2016年，33家電力用戶與25家發電企業開展了5批次大用戶直接交易，完成80億千瓦時大用戶直接交易電量，占大工業用電量44.4%，到戶電價每千瓦時平均降幅0.127元，降低用戶用電成本10.16億元;2017年一季度蒙東地區實現大用戶直購電交易電量19.16億千瓦時，占大工業用電量45.3%，到戶電價每千瓦時平均降幅9.78分，降低企業用電成本1.87億元。

除了企業用電成本降低這一成果之外，宿中原告訴記者，電價改革還使新興行業向內蒙古轉移，並拉動了電力增長，化解了過剩產能。

“我區對多(單)晶矽、雲計算、藍寶石、碳纖維、碳化矽系列、石墨電極以及稀土終端應用產品等7個新興行業生產用電進行無限價掛牌交易，成交價大幅度降低，形成了比較優勢，吸引這些新興行業向內蒙古聚集轉移。”宿中原稱。

在增加發電量、化解煤電產能過剩方面，蒙西電網2016年電量同比增長7.14%，今年一季度同比增長13.18%;蒙東電網2016年電量同比增長-2.8%，今年一季度售電量同比增長6.9%。

在談到內蒙古電價改革的未來規劃時，王金豹表示，由於歷史原因，蒙東電網電價結構較為複雜，最高與最低的電價差高達5毛錢，電價矛盾較為突出。蒙東電網經營虧損嚴重，售電量基數較小。下一步將采取財政補貼的方式，實現蒙東電網同網同價，逐步改善電網經營，降低用戶用電成本。

四川電改將降用電成本百億元 輸配電價改革方案已上報

近日，四川省發改委官網掛出《2017年度推進電力價格改革十項措施》(下稱《措施》)稱，通過這些改革措施，四川全年有望因此降低社會用電成本100億元以上。

這十項電力價格改革措施包括：降低豐水期水電標桿上網電價;推進風電和光伏發電上網電價市場化;放開天然氣分布式發電余電上網電價;加快推進輸配電價改革;實施電能替代輸配電價;取消停征部分政府性基金及附加;組織實施好直購電政策;組織實施好留存電量政策;實施豐水期臨時性富余電量政策;試行豐水期居民生活電能替代電價。

第一財經記者註意到，四川省發改委官網同時還就《措施》配發了一篇解讀文章：《減棄增發 降本增效 ——<2017年度推進電力價格改革十項措施>解讀》。

文章稱，近年來，由於電力需求增長乏力等原因，四川省水電消納逐漸出現問題，豐水期棄水現象多有發生。《措施》是在“為促進富余電量消納，緩解棄水矛盾，進一步降低電力要素成本促進經濟穩定增長和提質增效”的背景下產生的。

文章稱，按照“管住中間、放開兩頭”總體思路，從上網環節、輸配環節、政府性基金及附加環節以及綜合施策四個方面明確了今年四川省將著力推進的電價改革十項措施。目前，四川省發改委等有關各方正根據職能職責細化十項措施的具體方案，將陸續推進實施。初步估算，全年有望降低社會用電成本100億元以上，同時可在一定程度上緩解四川省棄水壓力。

對於四川省棄水壓力的情況，中國能源研究會副理事長、國家發改委能源研究所原所長周大地在接受第一財經記者采訪時表示“很可惜”。“一旦水電站蓋起來以後，在水利資源有合理的調度條件下，如果還發生棄水問題，這是很不合理的。”周大地向記者解釋說，因為水電站建成以後發出來的電，所需成本基本上是“零”。

“充分利用水電資源，在很多國家都放在優先地位。”周大地對記者說，“中國因為種種原因，出現了棄水的問題，除了四川，雲南也存在這樣的問題。”

一位不願意透露姓名的廣東水電投資者向第一財經記者表示，由於水電站遭遇棄水，公司損失“太慘了”。“對於我們公司來說，水電的好時代已經過去了。”他說。

針對四川、雲南棄水原因，周大地分析，近幾年，由於全國電力供大於求，加上火電增長加快，以及水電價格不夠靈活，四川、雲南水電外輸部分受到了很大的挑戰。如果能夠解決水電優先上網的問題，使水電得到充分利用，那麽電力成本就會降低。

輸配電價改革是全國電力體制改革的關鍵一環，也是電價結構中重要的組成部分。根據《措施》，四川省有關輸配電價改革方案已經上報，正在“爭取國家盡快批複四川電網輸配電價，對四川電網供區執行統一輸配電價”。

中電傳媒電力傳媒數據研發中心最近公布的數據顯示，截至目前，全國已經批複14個省級電網公司、1個市電網輸配電價改革試點(深圳市)。分區域看，已經批複的輸配電價地區主要集中在華北、華中、西南地區，經濟發達的南方區域、華東區域。東北地區及經濟欠發達西北地區進展相對緩慢。

全國輸配電價區域差距較大。目前，國家發改委批複的輸配電價省份中，西部地區低於東部地區，南方地區低於北部地區，傳統負荷地區明顯高於電力輸出地區。國家發改委資料顯示，2017年全國輸配電價改革已經全覆蓋，年底之前各省輸配電價將陸續得到批複。

國家發改委尚未批複的華東區域、東北區域、西北區域各省輸配電價西低東高的狀況不會改變，新疆、甘肅、青海、四川等省份輸配電價或低於全國平均水平，而傳統負荷區如江蘇、浙江、山東、廣東輸配電價則可能處於全國最高水平。

輸配電價影響區域經濟競爭力：輸配電價準許“成本+收益”的模式對電網企業有著深遠影響。新的電力市場環境下，輸配電價將成為衡量電網企業市場競爭力的重要指標之一。

上述分析顯示，目前，西部地區輸配電價總體水平低於東部地區，南方地區低於北方地區。大工業用戶輸配電價中，雲南、貴州、寧夏、深圳有著很強競爭力，一般工商業輸配電價中深圳、河北、山西有著很強的競爭力。

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