📖 ZKIZ Archives

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。

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。