主题：新电改全面铺开




　　7月25日，从国家发改委和国家能源局召开的电改吹风会上获悉，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市），形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。其中，第三批14个省级电网输配电价核定工作已基本完成，近期将由各省级价格主管部门向社会公布，这意味着输配电价改革将实现省级电网全覆盖。
　　在此基础上，下半年电改将以点带面全面铺开，迎来第二轮爆发期。据了解，近期首批电力现货市场建设试点将启动，或选择7个地区。同时，今年将放开配售电业务，在总结第一批试点经验的基础上适时开展第二批试点，而市场化交易电量也力争翻番。
　　业内人士认为，这一系列改革将对原有利益格局造成更大冲击，降价成趋势，发电企业竞争或现两极分化，电网企业需要寻找新模式提高盈利能力，而当前红利还是在增量配售电，尤其是配售一体化。
　　据国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强介绍，截至目前，已批复输配电价水平的第一批、第二批共18个省级电网及深圳电网，累计核减电网准许收入300多亿元，降价空间全部用于降低工商业电价水平，减轻实体经济负担。
　　在输配电价改革实现省级电网全覆盖的同时，云南、贵州等21个省（区、市）开展了电力体制改革综合试点，重庆、广东等9个省（区、市）和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点。
　　数据显示，截至目前，全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家。在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目，“正在开展项目规划编制、项目业主确定、申请电力业务许可证等工作。”王强透露，下一步将积极培育售电侧市场主体，树立一批成功的售电公司典型，培育若干个售电公司品牌。同时，推动第一批试点项目尽快落地、早日见效，并在总结第一批试点经验的基础上适时开展第二批试点。
　　更值得一提的是，电力现货市场建设将有所突破。国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新表示，现货市场建设有利于发现电力价格，有利于资源优化配置，也有利于促进可再生能源消纳。随着电力改革重点任务的逐步深化，推动电力中长期交易面临的计划调度和市场交易矛盾日益突出，亟待通过试点加快推进电力现货市场建设，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制，以发挥市场在能源资源配置中的决定性作用。
　　据记者了解，6月份国家能源局就《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知（讨论稿）》征求各方意见，提出在京津冀等9个地区开展电力现货市场建设的试点，拟委托电力规划设计总院组织相关单位研究现货市场方案和运营规则，2018年底启动电力现货市场试运行。首批试点或选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山东、福建、四川等7个地区，而京津冀、云南等地区或将作为第二批试点。
　　华创证券分析师王秀强在接受《经济参考报》记者采访时分析称，根据现在各地电力市场建设的进程，云南、广东、江苏最具有条件开展电力现货交易试点，云南2016年已经试点日前交易、日内挂牌交易，江苏、广东也计划逐步开展现货交易，这些地区电力市场建设领先全国，具备开展试点的条件。其次，四川、青海、宁夏这些水电、风光资源富集地区，为解决当地电力资源的消纳，具有意愿试点现货交易。
　　梁昌新坦言，电力现货市场建设不仅将改变电力系统多年以来的计划运行方式，也会涉及多方面利益调整。现货试点要取得积极进展，必须完善总体设计，进一步研究出台电力市场运营基本规则，也要加快完善电价、电网接入等方面的配套政策。同时，要结合试点地区实际情况研究制定市场规则，以保证市场方案能落地见效。并且，要确保电力市场建设与其他改革措施系统推进、有机衔接。此外，建立容错机制。
　　在王秀强看来，电力现货市场两个功能，一是发现价格，二是规避风险。“当前的红利还是在增量配售电，目前来看单独的售电已经不足以持续创造价值，尤其是皮包公司，能够赚钱存活下来的是有配网资产的。”
　　广发证券电新研究团队也指出，电改试点以点带面全面铺开，将打破原有利益格局。从发电侧来看，改革促进提质增效，发电企业的竞争或将出现两极分化。而输配电价的改革彻底改变了电网企业的盈利模式，售电侧降价成为必然趋势，电网企业需要通过各种方法提高盈利能力。

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　业内人士认为，这一系列改革将对原有利益格局造成更大冲击，降价成趋势，发电企业竞争或现两极分化，电网企业需要寻找新模式提高盈利能力，而当前红利还是在增量配售电，尤其是配售一体化。

发改委：此轮输配电价改革呈现三大亮点

从中国网获悉，7月26日，国家发改委就输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况举行发布会，国家发改委价格司巡视员张满英表示，这次输配电价改革，从亮点来讲，可以总结为：“一是建机制。二是降成本。三是推市场”。
　　一是着力建机制。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，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。