摘 要：新一轮电改的重点是有序推进电价改革，理顺电价形成机制，以价格杠杆引导电力资源的合理开发和利用。本文以电价机制改革为研究方向，对上网电价、输配电价和销售电价三个环节的价格形成机制进行了探讨，从成本管控等角度出发，提出了电网企业的应对策略，以期为电网企业发展提供参考和借鉴。
关键词：电力体制改革；电价机制；上网电价；输配电价；销售电价
2015年3月15日，中共中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”），标志着新一轮电改正式拉开帷幕。电价机制改革作为新电改的核心内容，其市场化定价机制将从根本上还原电力的商品属性，对市场供求关系、用户用电成本和电网运营管理带来较大的影响。如何认识及应对电价机制改革的挑战，这是当前需要重点研究的问题。
1 我国电价机制改革的历史
2002年，国务院《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）实施以来，我国的电价机制改革主要经历了三个阶段的历程：
第一阶段（2002年～2006年）：随着电力体制改革的推进，2003年7月，国务院出台《关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号），并在发电侧开展电力市场试点运行，在东北开展了我国第一个区域电力市场建设的试点。
第二阶段（2006年～2014年）：2006年初，东北电力市场试点暂停，电价机制在继续执行国家规制的基础上，尽可能在各环节引入市场竞争定价机制。经过十三年来的电力改革，电力市场化竞争机制初步形成，但与2002年提出“放开两头、管住中间”的电价改革目标相比仍存在较大的差距。
第三阶段（2015年～至今）：2015年3月，“9号文”进一步明确：公益性以外的发售电价格由市场形成，输配电价与发售电价在形成机制上分开。因此，此次电价机制改革总体上有两个突出特点：一是输配电价单独核定；二是发售电价直接由市场形成。目的是通过市场化机制形成电价的竞争，最终促进电价下调。
2、当前电价机制的现状及问题
2.1电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。
2.2当前中国的电价体系主要有以下特征：（1）价格制度未能在发电环节全面覆盖，电网直属电厂没有独立的价格，每一间独立发电厂都有独立的价格，实行“一厂一价、一机一价”的定价政策。（2）输配环节没有独立的价值体现。（3）实行电压等级差价。电压等级越高，电价越低。（4）针对部分工业、农业用户设置优惠电价。（5）部分地区实行丰枯电价和峰谷电价。
2.3现行电价机制存在的主要问题
（1）中国的电价长期采用行政审批的方式，政府直接制定上网电价、输配电价和销售电价。虽然政府管制是价格制定的基础，但在机制上仍然有不同。
（2）在当前厂网分离的情况下，按照发电企业的经营期预测或核定形成上网电价，而对输配电价则长期采取会计成本的定价方式，容易忽略在实际中可能由于电力需求的大量增加等原因造成的成本迅速提升，直接导致电力输配价格的不合理。
（3）当前价格关系没有理顺，尚未完全形成市场化的定价机制。
3改革前后电价机制的变化
3.1上网电价机制
改革前的上网电价机制：2002年厂网分开后，发电侧组建五大发电集团，形成了良好的市场竞争主体。但由于基础性的市场竞争体系仍未建立，上网电价仍实行政府定价。从表1中可以看出，除天然气发电外，其它电源的上网电价基本执行标杆电价机制。
表1 我国电源上网电价定价机制
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发电类型
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定价机制
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全国上网电价
（元/千瓦时）
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广东上网电价
（元/千瓦时）
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煤电
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标杆电价，并实行煤电价格联动机制
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0.38-0.56
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0.493
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水电
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标杆电价和经营期核定电价并存
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0.25-0.38
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西南电：0.386
三峡电：0.311
小水电：0.438
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天然气发电
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实行气电价格联动机制
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最多高于当地煤电标杆电价0.35元/千瓦时
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0.504-0.72
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核电
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标杆电价
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0.43
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0.43
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可再生能源发电
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标杆电价
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风电：0.51-0.61
光伏：1.00-1.15
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风电：0.61
光伏：1.00
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注：标杆电价指对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。
改革后的上网电价机制：“9号文”明确，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电继续执行政府定价外，其它上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。这意味着各类电源的上网价格管制将逐步放开，由市场机制形成的上网电价将真实反映资源稀缺程度和市场供求关系。
3.2输配电价机制
改革前的输配电价机制：目前，我国已有安徽等18个省区实行核定的输配电价，但输配电价的核定主要是以购、售电差价计算形成，并未考虑各项供电成本。且核定的主要是联网价和专用工程输电价，对共用网络输配电价缺少统一的定价机制。2005年，《输配电价管理暂行办法》虽然明确了成本加收益的管制方式，但也仅针对直购电的大用户实行。
改革后的输配电价机制：“9号文”明确，输配电价将按照“准许成本加合理收益”的原则单独核定，并妥善处理电价交叉补贴。在这一改革方向下，输配成本将趋于透明化。政府作为核定输配电价的主体，将通过分电压等级核定电价，加强对输配电价的监管；用户或售电主体将按照其接入电网的电压等级支付相应的输配电价费用。为防止输配电价改革造成销售电价的大幅波动。
3.3销售电价机制
改革前的销售电价机制：由于定价机制不够完善，改革前的销售电价机制偏于僵化、缺乏弹性，存在交叉补贴严重和传导机制不畅等弊端。一方面，我国现行的销售电价分类方式不能有效反映电力用户特性和供电成本差异，从而使各种交叉补贴长期存在，未能体现公平负担的原则。另一方面，由于源头的竞价上网未实现，输配电价未形成，导致价格与市场供需之间的信号不能有效传递。疏导电价矛盾的任务主要由非居民用户承担，一定程度上也加重了工商业用户对居民和农业用户的交叉补贴。
改革后的销售电价机制：销售电价的改革将通过逐步扩大直购电市场份额，逐步放开售电市场，实现市场化定价。在电价分类也将进一步简化，现行的8大类电价将归并为居民、农业、工商业及其它3个类别，并按电压等级进行分档定价。同时，通过完善阶梯电价、两部制电价等定价模式，逐步取消交叉补贴。在公益性和调节性价格方面，借鉴欧美等国家的经验，我国将可能采用对“兜底”供电商提供补贴等扶持政策，为管制用户提供优质的普遍服务。
4 电价改革对电网公司业务的影响
4.1分类合理归集。明确电网资产应与输配电业务相关，成本费用按电压等级、服务和用户类别合理归集，为分电压等级、分用户类别核定输配电价及测算电价交叉补贴提供依据。
4.2项目从严核定。所有成本费用都要剔除不合理因素，计入定价成本的费用，应当与输配电服务相关。明确八项费用不得列入定价成本，管理性质费用从严核定，高于行业平均水平较多的费用要适当核减。
4.3 存量增量分开。区分存量和增量资产，增量部分核定标准严于存量部分。根据实施意见中的核定办法，将会对减少电网公司准许成本中的折旧费用，延长投资回收周期，且计入准许成本的修理费将有所提高，对资产管理能力和成本控制能力提出更高要求。
5新电价改革形势下电网企业的发展对策
一是逐步扩大电价改革试点范围。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础之上，争取扩大先期电价的改革试点范围，积极鼓励具备条件的其他地区开展试点，争取覆盖全国。
二是政府对电网企业的监管模式将发生变化。未来政府将以电网有效资产为基础，对电网企业的输配电收入等进行全方位的监管。
三是分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。将竞争性环节电力价格放开，从形成机制上分开输配电价与发售电价。
四是分类推进交叉补贴改革。结合电价改革进程，同步改革不同种类电价之间的交叉补贴，将工商业内部的交叉补贴逐渐减少，妥善处理农业与居民用户的交叉补贴。
五是对成本性费用的监管将日益趋紧。未来政府将对材料费、修理费等成本性费用进行严格监管。因此，电网企业需要把好设备入网关，优化物资采购策略，提高入网设备质量。
六是政府将建立运营效率和服务质量的奖惩机制。在坚持市场化改革方向和问题导向的基础上，电网企业需要对可靠性策略、风险管理策略等作出相应调整，以适应新电改的相关政策要求。
6结束语
新电改对于电网企业而言，既是难得的历史机遇，也是一次严峻的挑战。在市场化运作的背景下，新的改革措施必将对电网企业的经营理念、盈利模式和客户服务等方面产生深远的影响。电网企业只有进一步强化成本管控意识，全面提升管理效能，才能牢牢把握发展的主动权，在新的市场环境中不断发展壮大。
参考文献
[1]国务院.关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）[R]2015[1]
[2]张粒子.我国电价机制市场化改革路径探讨[J].价格理论与实践，2013(2)：17-20.
[3]刘跃.新电改形势下电网企业发展的机遇、挑战与对策[J].广西电业，2015(6)：69-71.