我国输配电价改革迈出实质性步伐 竞争性售电呼之欲出

去年11月，国家发改委决定在深圳市启动输配电价改革试点，改变现行电网企业获取购售电价差的盈利模式，公布独立的输配电价，标志着我国输配电价改革迈出实质性步伐，也是电力市场化改革的破冰之举。今年3月底新电改方案公布后，输配电价改革试点区域不断增加，至今，我国输配电价改革试点已经扩大至深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州七个省区市。 纵观新电改的各项任务，售电侧改革是唯一直接面对电力用户、直接关系到用户用电成本和利益的改革任务，无疑站在了向全社会释放电改红利的最前沿，售电侧改革的成败关系着能否真正形成电力市场化交易的竞争格局，也成为本轮电力改革能否成功的标志，迫切需要结合9号文全面思考其中的各项关键任务和措施。 市场近期关注的是，贵州省在被纳入输配电价改革试点两个月后推出首家省级层面新电改相关细则，引发舆论广泛解读。从5月底被纳入了输配电价改革试点到时隔两个月后推出首家省级层面新电改相关细则，贵州省的方案落实速度得到舆论认可，被视为本轮电力改革艰难迈出的一步。 深圳电改核心：管中间放两头捋顺价格机制 《试点方案》提出，试点范围为深圳供电局的共用网络输配电服务价格，按“成本加收益”的管制方式确定，总收入核定以有效资产为基础。价格结构分电压等级核定，以各电压等级输配电的合理成本为基础。 输配电独立定价后，电网企业的销售收入被分为回收实际购电成本收入和输配电业务收入两部分。 前者属于成本转移，不含利润;对于后者，《试点方案》提出“电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过设立平衡账户进行调节。多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。” 实施独立输配电价前，调度和购售电业务不分离，电网有动机通过调度获取利益。而电网的输配成本和售电收入无法纳入监管，企业成本控制效果难以判断，电网企业采用的折旧率差异很大，电网会因利润压力采取各种措施控制成本，若无政府准许成本，难以对电网成本形成激励约束，而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间，更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。 “因此在‘成本加收益’的电价模式下，政府对电网业务的监管将过渡到输配电成本、上网电价、输配电价、销售电价和输配电收入和购电成本回收等全方位监管。”相关人士说。 深圳作为全国电改的先行试点城市，其意义非凡。国家发展和改革委员会经济研究所研究员刘树杰认为，深圳试点的意义表现在两方面：一是改变了电网盈利模式，发电售电价格高低与电网收入无关，因而电网企业与发电、售电企业没有了利益之争，在发电企业与电力用户直接交易中将保持中立地位，避免干预电力市场的有效运行;二是公布分电压等级输配电价，使得电力市场买卖双方协商定价时有了更加科学的依据，有利于促进电力资源进一步优化配置。