新电改8年丨聚焦监管、溯源、放开三个维度 全方位构建煤、电市场运营监管格局

2015年3月15日，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发，这份被简称为“中发9号文”的文件，开启了新一轮电力体制改革序幕。

随后的2015年4月15日，国家发改委将安徽、湖北、宁夏、云南省(区)新增列入先期输配电价改革试点范围。

（来源：微信公众号“鄂电价格” 作者：鄂电价格）

输配电价改革是国家的一项重大改革，也是电力体制改革的核心内容。改革的主要内容，是改变对电网企业的监管模式，即由目前的核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础，对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按价格主管部门核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。

湖北成为“中发9号文”印发后的第一批参与新一轮电改的省份之一，时至今日，新一轮电改已经走过8年，笔者有幸自始至今全程参与了自2015年以来的电改工作，深深感受到新一轮电改取得的巨大成效——上游“电煤”套上“紧箍咒”，中间输配电价强监管全覆盖，煤、电市场实现了全方位全环节监管，电力的商品属性进一步显现，市场优化配置资源的作用显著增强，多元竞争格局基本形成！

笔者用六个字“监管、溯源、放开”从三个维度总结电改成效——监管：“管住中间”，输配环节全方位加强监管，溯源：煤价管控，“电煤”市场套上“紧箍咒”，放开：“放开两头”，发、用两端有序市场化，

监管：“管住中间”，输配环节全方位加强监管

输配电价改革是电力体制改革的四梁八柱，输配电价这个“锚”定好了，上下游的价格传导机制才能理顺，“放开两头”才能成为现实。

2015年以来，国家发改委持续深化输配电价改革，制定了“１+4”（1个通用的输配电成本监审办法、4个针对不同层级电网的定价办法）的输配电价政策监管体系，即：

1.输配电价、准许收入双重监管

2015年以来，按照中发9号文要求启动新一轮输配电价改革。国家先后出台并修订了成本监审办法和定价办法，输配电价机制逐步确立并彻底改变电网企业盈利模式——由赚取购销价差转向收取固定的输配电价。

改革前，用户的目录销售电价和发电的上网电价均由政府核定（“管住两头”），仅可通过计算最终销售电价和上网电价的差值得到输配环节的价格。这种方式下，销售电价或上网电价的变动就会影响到电网收入波动，如果销售电价固定，上网电价降低，电网公司盈利增加，相反盈利减少。电网公司经营实现的收入就是最终收入，不存在准许收入和经营收入的差异。

改革后，输配电价按照准许成本和合理收益核定。按照1439号文规定，电网企业的收入主要分为三部分：

①市场化用户输配电价收入：对于进入市场的工商业用户(包括直接参与电力市场交易和由售电公司代理参与电力市场交易)，电网企业基于输配电价（含基本电费）收取电费收入；

②代理购电用户输配电价收入：对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价（含基本电费）收取电费收入；

③居民农业等政府定价用户输配电价收入：对于居民、农业、公益性事业单位等用户，由电网公司兜底售电，根据809号文规定（政策速递：关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知），这一部分用户输配电价按照2018年成本监审确定的购销差价核定，实际购销价差超过或低于核定输配电价的部分均需要向全体工商业用户分摊或分享。

因此，无论上游发电企业上网电价上涨或下降，电网公司总是收取固定的输配电价收入，上游发电企业价格上涨或下降空间均直接传导至用户。

在一个监管周期内，如果电网公司由于售电量增长幅度超过预期、有其他收入来源等等，导致经营实现的收入超过监管核定的准许收入，超过部分将用来降低下一个监管周期的输配电价水平。

总体来看，落实中发9号文“管住中间、放开两头”要求，“电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费”变成现实，电网公司盈利模式发生根本性变化——从用户环节来看仅收取过网费、从最终收入来看仅收取准许收入。

2.监管，理顺了电网企业输配电价形成机制

2002年厂网分开以来，我国大范围推进农网升级改造和县公司上划，加快了电网建设，电网可靠性和供电服务能力显著提高，经济社会发展有目共睹，当然，输配电价也呈上涨趋势。

2015年以来，新的监管方式实施后，按照“准许成本加合理收益”的监管机制，输配电价开始下降。

2018年、2019年，连续降低一般工商业电价，出台了包括临时性降低输配电价、降低增值税措施、降低电网企业固定资产平均折旧率等措施，输配电价进一步降低。

2020年，受新冠疫情影响，工商业电力用户统一按原到户电价水平的95%结算，基本由电网企业承担，输配电价进一步降低。

2021年，全国多个省份按照第二个监管周期有关成本监审结果和输配电价核价规则，进一步降低工商业电价水平。其中：湖北省2021-2022年大工业目录电价和输配电价同步下降0.5厘/千瓦时、基本电费下调约10%。

初步统计，自2015以来，湖北省电网环节输配电价平均水平累计降低约4分/千瓦时，降了1/6。

电力市场研究学者谷峰认为：输配电价机制的建立，改变了电网企业近70年“吃购销价差”的盈利模式，把自然垄断环节改造成了“高速公路”，这是国家对自然垄断环节监管机制的巨大改革创新，为发用双方直接见面构造了最基本的基础条件。

溯源：煤价管控，“电煤”套上“紧箍咒”

一直以来，我们始终困惑于“市场煤，计划电”，在一级市场，“煤”飞常见，而在用户侧，电价稳如磐石，燃煤发电企业上游涨价成本得不到疏导，经营境况堪忧，严重影响了电力保供和民生用电安全。

1.燃煤上网电价上浮20%，不解渴

2021年10月8日，国务院常务会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项措施，将市场交易电价浮动范围扩大为上下浮动均不超过20%（高耗能行业市场交易价格不受上浮20%的限制）。

2021年10月12日，国家发改委正式出台政策：关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（以下称“1439号文”），进一步明确电力市场化改革内容。

”1439号“文件，目的是推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”的市场化电价机制，取消工商业目录电价，推动工商业用户全部入市，价格由市场形成。

本次电价政策的调整，是电价机制突破性的革命，标志着工商业用户执行多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道迈进。

但是，由于煤炭供需依然偏紧、价格上涨幅度依然超出预期，上游燃煤火电企业涨价幅度受到20%上限控制，对比高企的煤价，发电企业仍没有边际效益，长此下去，电力保供难以持续。

2.电煤长协价格管控，套上“紧箍咒”

2022年4月29日，国家发展改革委会同国务院国资委、国家能源局组织召开煤炭中长期合同签订履约专题视频会，要求煤炭生产企业要严格按照不低于年度煤炭产量的80%签订中长期合同，严格落实煤炭中长期交易价格政策要求。与动力煤中长期交易价格合理区间相关的文件（国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 发改价格〔2022〕303号）已在2022年2月发布。

”303号“文件，提出自2022年5月1日起，在坚持市场机制的基础上，明确煤炭价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行。既明确了煤炭价格合理区间，也明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导。

此次完善煤炭市场价格形成机制，是在”1439号“文件基础上进一步“追本溯源”，提出煤炭价格合理区间，实现了与燃煤发电“基准价+上下浮动不超过20%”电价区间的有效衔接，在合理区间内煤、电价格实现价差传导。

有为政府、有效市场双管发力，”303号“文件无异于给“电煤”套上了“紧箍咒”，煤、电市场实现了有序监管，”电煤“市场迎来了重大变革：煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现了“三价联动”，从根本上理顺了煤、电价格关系，有利于化解长期难以破解的“煤电顶牛”矛盾。

3月10，中电联中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI周报》显示（如下图），进口指数到岸综合标煤单价本周大幅下降。本期，CECI进口指数到岸综合标煤单价1205元/吨，较上期大幅下调110元/吨，环比下调8.4％。

放开：“放开两头”，发、用两端有序市场化

2021年10月，国家发改委出台1439号文，提出扩大燃煤发电市场交易电价上下浮动范围，取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场。

这一政策刺激了电力市场主体大量入市。2018年，湖北首次开放售电公司和零售用户进入电力市场，2020年，全省参与电力市场化交易注册用户数首次超过4000个，燃煤发电上网电价改革后，注册电力市场主体猛增至8000余家。

1.发电侧

2021年10月前，燃煤机组市场化电量占比约为70%左右，在”1439号“文印发后，燃煤发电量约1400亿千瓦时全部进入市场，上网电价全部由市场化交易形成，在燃煤基准价0.4161元/千瓦时基础上再上浮约20%，市场成交价约0.4993元/千瓦时。

风、光等新能源也参与市场化交易，湖北市场化电量占比约为20%，上网电价也按照一定规则（在燃煤基准价基础上上浮不超过10%）由市场形成。

2.用户侧

工商业目录销售电价已取消，用户全部进入电力市场，其购电主要有三种方式：

①直接参与电力市场交易：通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式直接与发电企业达成市场化购电协议，主要以用电量较大的工业用户为主；

②由售电公司代理参与电力市场交易：售电公司与用户签订售电协议，由售电公司代理用户参与电力市场交易，从发电企业处购电，售电公司根据双方约定收取一定的服务费；

③电网企业代理购电：此前尚未进入电力市场的用户，在过渡期可由电网代理购电（不收取手续费）。代理购电价格主要通过月度集中竞价方式形成。

由于中小工商业用户户数多、用电量小，一次性将全部工商业用户纳入电力市场存在困难，目前引入电网企业代理购电机制进行过渡，确保不直接进入市场的用户有电可用。也就是说，对暂未直接进入电力市场购电的工商业用户由电网企业代理购电，代理购电价格也主要是通过交易市场（如月度集中竞价）方式形成。

上述三种方式购电，其价格形成均是通过湖北电力交易中心这个市场平台形成，市场决定价格得到了完全体现。

至此，“分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成”，“有序放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务以外的用电价格，逐步取消工商业目录电价”，中发9号文及国办函〔2020〕129号文提出的目标，终于在2021年下半年全部实现。

根据湖北电力交易有限公司披露信息，2018年，湖北市场化交易电量为420.55亿千瓦时，2019年达623.62亿千瓦时，2020年达706.46亿千瓦时，2021年达961.71亿千瓦时，2022年约1279.13亿千瓦时，相比2021年增长33.01%，相比2018年翻了3倍多，电力市场化改革稳步推进。

电力体制改革持续纵深推进，电力价格机制科学规范，电力市场日趋成熟，对电力商品释放准确的价格信号，有效引导各类市场主体规范运营，以控制成本为核心打造市场化法治化国际化营商环境，达到企业降成本、发电更稳定、能源更清洁、经济更健康的作用，助力绿色低碳转型和经济社会可持续发展。