電力體制改革下的遼寧電網發展研究

宋卓然，趙 琳，焦 勇

（1.國網遼寧省電力有限公司經濟技術研究院，遼寧 沈陽 110015；2.國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006）

電力體制改革下的遼寧電網發展研究

宋卓然1，趙 琳1，焦 勇2

（1.國網遼寧省電力有限公司經濟技術研究院，遼寧 沈陽 110015；2.國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006）

梳理了2015年以來國家出臺的電力體制改革相關文件，概述了先期試點省份電力體制改革情況。分析電力體制改革配套文件中的電價改革、電力市場建設、售電側放開等核心內容，探討改革文件中已經明確和尚未明確的管理環節，并針對電網公司如何科學推進電力體制改革進程提出相關建議。最后結合遼寧電網實際情況，提出遼寧省電力體制改革推進建議。

電力體制改革；配套文件；電網公司；電價改革；電力市場

2015年3月16日，中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），確定了7個方面的28項任務。2015年11月30日，國家發改委、國家能源局正式公布6大電力體制改革配套文件，標志著新一輪電力體制改革進入全面實施階段。

2016年1月8日，遼寧省發改委印發《省發展改革委關于請研提貫徹落實（國家發展改革委、國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知）實施意見和建議的通知》（遼發改能源〔2016〕10號），要求相關政府部門、省電力公司積極、穩妥、有序推進遼寧省電力體制改革，學習借鑒先進省區經驗，對《通知》涉及的6方面改革提出貫徹落實實施意見及相關建議。

截至2015年底，國家發改委、國家能源局已批復云南省、貴州省開展電力體制改革綜合試點；深圳市、內蒙古西部、安徽省、湖北省、寧夏自治區、云南省、貴州省7省區開展輸配電價改革試點；2016年2月，重慶作為首批售電側改革試點正式啟動；山西成為全國第三個綜合試點省份。2016年全年國家發改委計劃選取5～10家省級電網和1～2個區域電網進一步擴大試點，以電力體制改革綜合試點為主、多模式探索的改革試點格局已經初步建立。

電力體制改革涉及電價改革、電力市場建設以及售電側改革等多方面問題，一些問題已經達成共識，但仍有相當細節問題仍需進一步探討。電網企業如何按照國家既定政策推進電力體制改革，提高合理收入，提升服務水平是急需研究和面對的重點問題。特別是遼寧作為東北重工業基地，面臨著經濟下行、用電市場需求不旺的巨大壓力，在遼寧地區科學有序推進電力體制改革意義重大。

1 電力體制改革核心內容解讀

1.1 電價改革進展

電價機制是電力市場機制的核心，輸配電價又是電價形成機制的重點內容。為扎實推進輸配電價改革，建立對電網企業的成本約束機制的探索，2015年6月17日，國家發改委和國家能源局聯合印發了《輸配電定價成本監審辦法（試行）》。在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，國家發展改革委組織部署成本監審人員對安徽、湖北、寧夏、云南和貴州5個輸配電價改革試點省按照《辦法》開展成本監審工作。

輸配電定價成本包括折舊費和運行維護費。折舊費指按與輸配電服務相關的固定資產原值和一定折舊率計提的費用。運行維護費指電網企業維持電網正常運行的費用，包括材料費、修理費、職工薪酬和其他費用［1］。

準許收益按照有效資產乘以加權平均資本收益率計算。有效資產是指電網企業投資形成的，為提供輸配電服務所需的，允許計提一定投資回報的資產。分為一般性有效資產（固定資產凈值、無形資產凈值、營運資金）和政策性有效資產。

加權平均資本收益率＝權益資本收益率×（1－資產負債率）＋債務資本收益率×資產負債率（1）

與深圳、蒙西試點方案相比，新的試點方案有了一定的變化。一是增量資產對應的材料費、修理費和其他費用標準有所變化；二是加權資本收益率取值方式更加有彈性；三是取消了投資變化對準許收入和輸配電價調整機制；四是在云南的方案中引入了電源接入價格機制。

輸配電價改革將對電網公司的監管環境、盈利模式等諸多方面產生復雜而深刻的影響。改革后電網公司的盈利模式將由獲取購銷價差轉變為輸配電準許總收入，經營業績將由主要依賴電量增長轉變為有效資產增長和運營效率提升；輸配電價成本也將受到嚴格的政府監管和社會監督。

1.2 交易機構與電力市場建設進展

電力市場建設的總體要求是建立公平、規范、高效的電力交易平臺。具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場［2］。

電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成，市場模式主要分為分散式和集中式兩種；電力市場體系分為區域和省（區、市）電力市場，其中，區域電力市場包括在全國較大范圍內和一定范圍內資源優化配置的電力市場兩類。

電力市場的建設不同于電價改革、交易機構建設等幾個領域，它是一個相對長期的過程。在綜合試點省份的實施方案中也僅僅是提出經過5年或更長時間全面建成電力市場化體系［3］。

文件要求交易機構不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規范公開透明的電力交易服務。交易機構可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式。

山西作為配套方案出臺后的第一家綜合試點省份，交易機構采用電網企業相對控股的公司制，即山西電網相對控股、其他各方參股。在國內這種“相對獨立”的形式是第一次采用。

1.3 發用電計劃放開

發用電計劃放開是促進電力市場體系建設的重要組成部分。總體思路可以概括為兩個建立和市場化，即通過建立優先購電制度保障無議價能力的用戶用電，通過建立優先發電制度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃［4］。

文件提出逐步放大直接交易比例，但在實際操作中，計劃電量與市場電量的關系，公益性用電量與調節性發電量的關系以及偏差電量的出力都是在試點改革中需要摸索解決的問題。

1.4 售電側改革

售電側改革指導思想是向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體。9號文提出“穩步推進售電側改革，有序向省會資本放開配售電業務”。配套文件進一步明確，售電側市場主體包括電網企業、售電公司和用戶。其中，售電公司分三類，第一類是電網企業的售電公司。第二類是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司。第三類是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務［5］。

電力體制改革中，管住中間、放開兩頭是深化電力體制改革的體制架構。增量配電投資業務放開主要有兩個目的：一是引入社會資本，將配電網建設的資金來源擴寬；二是探索自然壟斷行業的混合所有制發展模式。

對于增量配電業務的定義此前并沒有明確，但在山西的實施方案中，規定“對于歷史形成的，國網山西省電力公司和晉能集團公司以外的存量配電資產，可視同為增量配電業務”。按照這種定義，一大批電網企業供電的專線用戶、專變用戶會被劃入“增量”的范疇，而不僅是時間上新增的配電業務。

2 電網企業面臨的主要問題及應對措施

2.1 電價改革

改革后，政府對電網企業價格的監管方式將由“先投資、再核價”的事后監管改變為“先核價、再投資”的事前監管，對電網投資、資產管理等方面有較大影響。

投資方面，電網投資、售電量增長和電價水平的矛盾更加突出。若售電量持續降低，電網企業將面臨電網投資被核減、電價水平被壓低的風險。電網企業增量有效資產認定面臨困難。一是資產認定口徑不清，二是現行手續不全，三是營銷、信息化專項投資需要規范。此外，電網企業的電網規劃計劃周期與監管不對應，內容廣度、深度不能適應監管新要求。

資產管理方面，一是亟需梳理輸配電監管資產和非監管資產界面，實行分類管理。二是部分單位固定資產存在賬實不符問題，不滿足監管要求。三是固定資產卡片信息需要完善，滿足分用戶類別、分電壓等級輸配電價核定要求。

在核定折舊費、修理費過程中，需要建議有關部門考慮電網企業實際和地區性差異。折舊費由定價資產固定資產原值和定價折舊率計算得出。定價資產范疇方面，除配電資產外，維持電網運營所需的科研、檢修、辦公、物資倉儲、后勤保障等相關固定資產，也應該納入計提折舊的定價資產范疇。

定價折舊率取值方面，從各地電網實際情況看，不同地區電網所處發展階段、自然環境、社會經濟發展水平和承受能力存在較大差異。部分東部地區電網相對完善，負荷增長相對平穩，投資增速下降，可選擇較低折舊率；但西部地區經濟仍處于發展階段，電網建設和投資要求較高，需要較高折舊率水平滿足電網發展需要。

運行維護費率取值方面，應建立合理的增長機制，不劃定統一標準，采取存量據實核定，增量不設上限，按歷史年度費率水平核定。

2.2 交易機構及電力市場建設

配套文件建議電力市場按照“國家－區域－省”的模式建設，這與電網企業現有的運作方式有所不同，電網企業的運行效率面臨挑戰。

電力市場是我國的基礎性市場，長期以來形成以省為實體的行政、財稅管理體系和經濟發展格局，電力也是如此，目前約八成的電力交易在省內完成，且銷售電價確定也以省為價區。考慮到提高資源配置效率，減少市場層級等方面因素，電網企業仍需要堅持“國家－省”的建設模式。

從實際運行角度看，中長期市場和現貨市場是有機統一的，堅持中長期交易為主是國際電力市場運作的成熟經驗，可以有效避免市場波動風險。現貨市場具有電能市場的物理特性，從電網安全、可靠、經濟運行的角度應該由調度機構負責運行組織。隨著風電、光伏等清潔能源的迅速發展，清潔能源的波動性與隨機性，以及電廠最小運行方式、電網調峰調頻調壓都需要靠調度部門實時解決。因此，合理確定地區現貨市場模式和建設階段是電網公司需要完成的前期工作之一。

交易機構組建方面，最新出臺的山西綜合試點實施方案，交易機構是按照電網公司相對控股形式組建，這種形式對于電網公司運行現狀沖擊較大。

為了電改工作的穩步推進，電網企業需要與地方政府溝通，文件要求交易“相對獨立”，區別于“獨立”，重點不在于體制上的切割，而是確保業務分開運行，交易公開透明、公平規范，并接受政府監管，宜采用分公司或者全資子公司的組建方式。交易機構在電網內部設立，有利于調度與交易業務的協調配合，加強市場交易與電網運行信息的共享；有利于降低交易成本需要，充分利用電網企業現有的交易相關軟硬件、技術人員及場所；有利于提高市場運營效率，利用電網企業已經形成的深度融合、實時協調、高效協作的專業隊伍，充分發揮交易、調度、發展、財務、營銷業務協調配合，促進市場交易信息的及時發布。

2.3 發用電計劃放開

發用電計劃放開是電力市場體系建設的重要組成部分，為了有序推進，電網企業與政府需要做好幾個方面的工作。一是要統籌好計劃與市場的關系。參與市場與不參與市場的發電企業、用戶之間的利益關系需要平衡。參與市場發電的電量比例需要合理控制，特別是改革初期應確保計劃電量部分的收益能夠維持大部分發電企業基本運營。

二是處理好公益性用電調節性發電電量關系。一般情況下計劃電量中公益性用電量與調節性發電量不匹配，需要通過減少市場電量調節差額。當調節性發電量高于公益性用電量時（如可再生能源發電大省），計劃發電量多出部分宜按照市場成員共擔原則，由電力用戶按購電比例分攤。當調節性發電量小于公益性用電量時，公益性用電量不足部分宜由非調節性電廠按發電機組容量分攤。

三是控制發電市場準入條件。參與市場交易的電源結構將直接影響電網公司的購電成本和收益，如低價水電比重較大時，導致電網公司購電結構中火電比重上升，推高購電成本。

四是控制自備電廠準入條件。自備電廠自發自用部分必須按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費，并履行輔助服務義務，余量可參與市場交易，但發電容量必須與交易電量匹配。余熱、余壓等資源綜合利用類自備電廠，受發電特性影響，原則上不進入市場交易，建議依據成本補償原則確定余電上網電價，并納入調節性發電計劃。

2.4 售電側改革

售電側改革對電網公司營銷工作影響較大。售電主體的增加，會導致部分優質客戶流失，影響電網公司收入和利潤。在獨立、合理的輸配電價和銷售電價機制形成前，輸配電價水平也可能面臨較大風險。

供電營業規則等不再使用，維護供用電秩序壓力增大。國家組織對電力法進行修訂，關于供電營業廳專營、電能計量法定授權、用電檢查及反竊電執法權等爭議較大規定將面臨調整，對電網企業經營模式帶來較大沖擊。

增量配電投資業務主要包括新建用戶接網專線、自供區配電網以及新建的供電范圍清晰且相對獨立的配電網絡。用戶接網專線工程數量多，但規模小，專用屬性較強，應由受益方（用戶）承擔成本，對電網公司影響不大。自供區配電網工程應根據9號文要求以混合所有制方式投資運營，并由電網企業絕對控股，各方共同收益。

發電企業及含自備電廠企業若參與增量配電業務，容易形成新的廠網部分、政企部分的問題，造成發輸配售一體化壟斷，因此電網公司應該與國家發改委積極溝通協調，加強頂層設計，按照先專線后網絡，先試點后推廣，鼓勵混合所有制的思路，穩步推進。建議分三個階段實施：

第一階段（2015—2017年），在輸配電價改革試點省份放開新建用戶接網專線投資業務；研究混合所有制方式放開自供區配電網絡投資業務。

第二階段（2018—2020年），在全國放開新建用戶接網專線投資業務；選擇省份試點以混合所有制方式放開自供區配電網絡投資業務；研究以混合所有制方式放開新建配電網投資業務。

第三階段（2020年以后），全國以混合所有制方式放開自供區配電網絡投資業務；以混合所有制放開新建配電網投資業務。

3 遼寧電網主要工作

3.1 電價改革

遼寧作為非試點地區，應該未雨綢繆，同步開展成本調查，全面調查摸清電網輸配電資產、成本和企業效益情況。在此基礎上，以有效資產為基礎測算電網準許總收入和分電壓等級輸配電價，為全面推進電價改革做好前期準備工作。

遼寧電網企業需要密切跟蹤改革動向，合理安排未來的改革工作；建議采取增量改革思路，結合遼寧地區實際特點，制定合理的折舊率和資本收益率參數，幫助政府相關部門正確、全面認識電價改革；適應改革和監管要求，優化調整管理策略；加快建立科學合理的輸配電價體系，爭取科學的輸配電價機制，以外部改革促進管理提升。

3.2 交易機構及電力市場建設

遼寧電網企業需要優化調整交易中心現有職能，理清交易業務與電網業務界面。對于與市場交易密切相關的業務，如市場準入、交易組織、市場交易計劃、交易調整、交易執行等需要進一步完善和加強。對于與電網企業自身利益相關的業務，需要逐步移交給其他職能部門。

在遼寧省試點電力市場建設初期，計劃與市場并存，需要妥善協調計劃與市場電量的關系，初期放開部分市場電量，避免省內利益格局調整過大、各利益主體不公平競爭、市場化交易偏差電量處理不善等問題。

遼寧電網企業應該對照電力市場建立的交易機制，結合國家還將出臺的交易基本規則，結合遼寧實際，研究編制形成科學合理的市場交易規則。研究提出在保障可再生能源消納條件下的發用電計劃放開比例下限，與政府溝通，以此為基礎確定大用戶直接交易規模。

遼寧電網企業還需健全交易平臺，加強交易隊伍建設。結合直接交易規則，提出交易平臺優化調整需求，滿足發、售電主體和用戶在線完成各類交易、合同簽訂和交易結算需要；加強交易平臺與電網企業各業務部門技術支持系統界面和數據接口設計，促進功能模塊對接；開展專業培訓，吸納培養專家人才。

完善交易工作機制。按照市場化要求，優化工作流程，明細電網企業內部各部門與電力交易機構業務界面、權責劃分，確保交易業務相對獨立運作；研究交易機構相對獨立和市場運營后可能面臨的問題，制定應急方案；研究建立交易保證金、信用評級等防范市場風險、確保交易機構健康運作的配套機制。

3.3 發用電計劃放開

積極參與政府發用電計劃放開推進計劃的制定。結合遼寧地區特征，合理根據改革計劃建議市場電量的配套比例。推進直接交易，在地方電網和躉售縣參與的同時，避免落后產能與違規建設、違法排污項目的滲透。努力協助匹配調節性發電量與公益性用電量。根據遼寧地區發電企業運營情況，建議限制單個發電企業裝機容量比例過高或發電比重過高，避免市場集中度過高。

3.4 售電側改革

遼寧電網需要充分借鑒試點地區改革的經驗教訓，建議地方政府穩步推進售電側改革。若在未來開展試點，一是應該避免政府行政指定售電公司；二是應該注意試點區域不應該涉及到存量配電網絡，避免重復投資建設；三是應該避免發電企業在試點區域同時投資電源、配電和售電業務，形成新的發輸配售壟斷。

3.5 下一步工作

加強與省、市各級政府部門主動對接、匯報溝通，宣傳電網企業支持改革的態度與主要觀點。貫徹落實9號文和配套文件要求，穩妥有序推進改革，跟蹤掌握改革情況信息，研究應對策略。

進一步加大配電網投入，提升配電網運營管理效率和服務水平，特別是增強規劃前瞻性，提前布點，填補空白，保障電網企業配電網在增量部分的發展空間。

4 結束語

本文解讀了電改9號文及其配套文件中對電網公司影響較大的部分內容，分析了電力體制改革過程中各項舉措對電網運營的影響，以及電網企業應該如何配合政府部門推動電力體制改革，提出遼寧作為非試點省份，在未來若干年內推進電力體制改革的主要工作，為遼寧電網改革發展提供借鑒。

［1］國家發展改革委價格司.輸配電定價成本監審辦法（試行）［Z］.2015.

［2］國家發展改革委.關于推進電力市場建設的實施意見［Z］.2015.

［3］山西省發展改革委.山西省電力體制改革綜合試點方案［Z］.2016.

［4］國家發展改革委.關于有序放開發用電計劃的實施意見［Z］.2015.

［5］國家發展改革委.關于推進售電側改革的實施意見［Z］.2015.

Research on Development of Liaoning Power Grid Based on Electric Power System Reform

SONG Zhuo?ran1，ZHAO Lin1，JIAO Yong2
（1.Economic Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110015，China；2.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China）

The documents of power system reform after the year of 2015 is reviewed.There is an overview of the experiment provinces a?bout power system reform.Analysis is made on supporting documents for electric power system reform in the electricity price reform，the building of the electricity market and the sale of electricity side.The details on the reform of clear and unclear is discussed.Mean?while，proposals are put forward on how to scientifically promote the development of power system reform in view of the grid company. Suggestions are made based on actual situation of Liaoning province.

Electric power system reform；Supporting document；Power grid corporation；Electricity price reform；Electricity mar?ket

F426.61

A

1004－7913（2016）05－0005－05

國網遼寧省電力有限公司青年研究促進費資助項目（5222JJ14001D）

宋卓然（1985—），男，碩士，工程師，從事電力系統規劃、電源規劃、能源規劃工作。

2016－02－29）