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我国输配电价改革取得的主要进展和成效及建议
来源:能源研究俱乐部 | 0评论 | 1748查看 | 2018-06-01 12:08:37    
       输配电价改革已有进展和成效主要表现在四个方面,一是实现了输配电价规制的?#25353;游?#21040;有?#20445;?#20108;是基于现代理念构建了输配电价规制的基?#31350;?#26550;,三是为现阶段的电力市场化改革创造了条件,四是降低了工商企业的用电成本。为适应未来竞争性电力市场建设和价格规制现代化的要求,建议进一步深化输配电价改革,需要重点解决三个问题:一是优化价格结构,二是妥善处理交叉补贴,三是降低信息不对称。

  一、输配电价改革回顾

  本次输配电价改革开始的标志是2014年10月正式启动的深圳试点。从2015年开始,为贯彻落实党中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于?#24179;?#20215;格机制改革的若干意见》相关要求,输配电价改革在分批试点中快速、全面?#24179;?015年6月,在深圳、蒙西试点基础上,《输配电定价成本监审办法(试行)》出台,同时,第二批5个省的输配电价改革试点启动。2016年3月,第三批12个省市开展试点。2016年9月,省级电网输配电价改革全面铺开(除西藏外)。2016年12月,《省级电网输配电价定价办法(试行)》出台。2017年7月,除西藏以外,省级电网输配电价首个周期核定工作全部完成。2017年12月,区域电网、跨省跨区专项工程输电价格定价办法、地方电网和增量配网价格指导意见同时出台,目前相关工作正在?#34892;?#24320;展。

  与此同时,从2017年8月到10月,国家发展改革委相继出台《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》《政府制定价格行为规则》《政府制定价格成本监审办法》,进一步?#24179;?#30005;网等垄断行业价格规制的规范化、制度化建设。

  二、输配电价改革取得的主要进展和成效

  (一)迈出了输配电价规制?#25353;游?#21040;有”的第一步

  1.对电网企业进行以价格为核心的规制是国际惯例。安全可靠的电力?#20302;?#26159;现代社会的物质支撑。电力的输、配(共用)网络的建设和运营耗资巨大,资产专用性强,不适于竞争经营,具有典型的自然垄断特性,在一定区域?#27573;?#20869;只能由一家企业垄断经营,因而其价格也须在政府规制下确定。为此,发达市场经济国家均设立经济性规制机构,对被规制企业的价格,以及与之相关的投?#30465;?#25104;本、质量等内容进行“精细化”深度干预。

  2.输配电价改革实现了我国输配电价规制的?#25353;游?#21040;有?#20445;?#21462;得了划时代的进步。我国“厂网分开”虽始于2002年上一轮电力体制改革启动之时,但电网公?#38236;?#36755;、配电业务成本和价格一直未单独核定,其收入主要来自购电和售电的价差(简称“?#21512;?#24046;?#20445;?#26082;不利于?#38469;?#20854;成本支出,也无法为电力的市场化交易提供“运输”等方面的价格信号。此次输配电价改革以建立独立输配电价体系为目标,首次在成本监审基础上,按明确的机制核定了价格,并建立了跨省跨区、区域电网、省级电网三个层次的价格体系,同时也就地方电网和增量配网价格核定出台了指导意见。

  (二)基于现代理念构建了输配电价规制的基?#31350;?#26550;

  首先,起步阶段选择了相对简单的回报率管制。和回报率对应的是上限制,虽然激励程度更高,但是对基础数据、规制经验和能力要求也更高,政策实施的成本和风险都更高。起步阶段选择回报率管制,有利于改革的平稳起步,?#37096;?#20026;今后实行激励程度更高的上限制积累数据、经验和制度基础。

  其次,在回报率管制框架下结合使用了激励性机制。一是采用国际主流的面向未来的定价机制,目的是主动引导和?#38469;?#30005;网企业行为,而不是追认历史、被动“埋单?#20445;?#30446;前随着改革的?#24179;?#30005;网规划和投资合理性问题日益受到各方关注。二是核价周期是3年而不是1年,有利于鼓励企业降低成本,这也是国际主流做法,以3~5年最为常见。三是局部结合使用了上限制、标尺竞争、分享等激励机制。如对材料?#36873;?#20462;理费等费用核定引入了上限制,对线损、服务质量等引入了分享和激励机制。

  (三)为现阶段电力市场化改革创造了条件

  输配电价格改革,既是“管住中间”的核心内容,也是“放开两头”的前提之一。所谓电力的市场化改革,本质上是给予发电企业和电力用户以电力买卖的自由选择权。电网不仅是发电企业向电力用户输送电力商品的通道,而且也是集成各类电源功能保障供电质量和?#20302;?#21487;靠性的物理依托。输、配电“过网?#36873;?#21344;消费者电费支出比例达1/3以上,并且对发电和用电?#26041;?#30340;效?#35270;?#30452;接影响。因而,输、配电价改革核定的“过网?#36873;保?#20026;现阶段的电力市场化改革创造了条件。

  (四)直接降低了工商企业用电成本

  公开资料显示,已完成的32个省级电网输配电价核定工作,共核减电网企业上报收入需求约480亿元,平均输配电价较之前的?#21512;?#20215;差降低?#27982;?#21315;瓦时1分,有效降低了工商企业用电成本。

  三、进一步?#24179;?#36755;配电价改革的建议

  如前所述,我国输配电价改革在总收入和平均价格水平核定方面建立了初步框架,价格结构方面也有一些设计,基本满足了现阶段直接交易的需求,但因改革初期更多地考虑到平稳?#24179;?#22240;而更注重同?#20013;?#30005;价的?#35859;印?#20026;适应未来竞争性电力市场建设和价格规制现代化的要求,建议进一步深化输配电价改革,需要重点解决三个问题:一是优化价格结构,二是妥善处理交叉补贴,三是降低信息不对称。

  (一)优化价格结构

  国际经验表明,政府在核定电网企业总收入或平均价格后,仍需制定价格结构设计的具体原则和方法。原因是价格结构直接关系到公平负担、资源配置,特别是市场化交易的位置信号和市场主体间的公平竞争。优化价格结构,最重要的原则是责任者负担,即“谁用谁出钱、多用多出钱?#20445;?#21516;时兼顾可执行性。

  因此,优化价格结构首先要引入“接入?#36873;?#35774;计。用户接入电网时发生的专用连接线路、设备等成本费用,有明确的受益对象,在国外通常设立专门的接入费收回,而非某个用户接入?#20302;常?#20294;?#20174;?#20840;部用户共同分担,既不公平,也不利于节约资源。?#28909;?#35828;引入发电接入费,能一定程度上提供电厂的位置信号,使“坑口”电厂、负荷中心电厂具备公平竞争的条件。在用户侧特别是?#28304;?#29992;户收取接入费,能避免“大马拉小车”和随意变更接入位置而造成的电网资源浪?#36873;?/div>

  除了专用连接成本以外,剩余的共用网络成本,因没有明确的受益对象,需采用一定的方法在各类用户之间分摊。既要考虑电?#27807;?#32423;因素,也要考虑峰荷责任、用电负荷?#23454;?#22240;素。

  在确定出各类用户应分摊的成本后,下一步工作就是在各类用户内部设计价格结构,促进用户提高用电负荷?#30465;?#38477;低最大用电负荷、减少高峰用电,目的是降低电网未来投?#24066;?#27714;和用户整体电价。就此点而言,我国?#20013;?#20004;部制电价、峰谷电价?#21152;?#36739;大完善空间。和国外相比,我国电价结?#20849;?#26159;复杂了,而是用户分类和价格设计“精细化”程度亟需提高。

  (二)妥善处理用户间交叉补贴

  工商业对?#29992;?#30340;交叉补贴不仅降低了工商企业的经济竞争力,补了不该补的中高收入家庭,而且制约了电价结构的优化,扭曲了“过网?#36873;?#21644;电力市场化交易信号。取消交叉补贴可通过三方面的措施加以解决:一是完善财政对特定困难群体的用电补贴,如随低保发放和调整。二是完善?#29992;?#38454;梯电价,第一挡定位于满足基本用电需求,维持低价,大幅提高第二挡电量比例和价格,反映?#29992;?#29992;户对电网的实?#30465;?#32791;?#36873;?#25104;本。三是建立电力普遍服务基金。在用户间交叉补贴取消以前,建议尽快测算并公布交叉补贴标准,将交叉补贴“显性化?#20445;?#20943;少价格信号的扭曲。

  (三)降低信息不对称

  相?#26085;?#24220;和消费者,电网企业始终拥有信息优势,直接影响价格规制预期目标的实现,这是任?#25105;?#20010;国家和地区都面临的难题。发达市场经济国家电网价格规制已有近百年历史,我国刚处于起步阶段,信息不对称问题不可避免更为突出。根据国际经验,建议从三个方面着手,第一,通过制度?#38469;?#20351;企业提供和公开信息;第二,通过激励机制设计,促使企业主动“暴露”信息;第三,提高政府规制和消费者参与能力,以更好地发现和使用信息。

  1.加强基础制度建设。建立成本定期报送、动态监测?#25512;?#20272;机制。完善规则制定和价格核定的程序。建立信息公开制?#21462;?#36825;
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