電力改革再啟新動作。

國家能源局《2014年能源工作指導意見》(以下簡稱《意見》)的發(fā)布以及多項支持電改舉措的實施中，除了重點強調“限煤”外，在體制改革的要點中明確提出：推動盡快出臺進一步深化電力體制改革的意見;積極支持在內蒙古、云南等省區(qū)開展電力體制改革綜合試點。

2014年在能源體制改革中，電改仿佛又如2002年發(fā)布《電力體制改革方案》(以下簡稱“五號文件”)時一般站上風口浪尖。

河南省分管電價的發(fā)改委相關人士接受筆者采訪時表示，河南大用戶直購電試點進行得并不順利，原因是因為當發(fā)電廠和電力用戶簽訂好合同后，電網卻不進行輸配電服務，導致直購電擱淺。此背景下，此次內蒙古、云南包括核定獨立輸配電價在內的綜合電改實驗體現(xiàn)怎樣的電改思路，引發(fā)了關注。

電網角色成電改思路核心

據(jù)悉，此次內蒙古進行的電力體制改革綜合試點之所以冠以“綜合”二字，就是要在推進大用戶直購電和發(fā)電企業(yè)競價上網的同時，進行獨立輸配電價改革試點。即在獨立輸配電價改革試點中，電網企業(yè)只收取合理的輸配環(huán)節(jié)過網費并負責電力安全調度。通過試點，最終實現(xiàn)“競爭上網電價+獨立輸配電價+合理銷售電價”的市場化電價形成機制。

去年至今，在電價改革上各地動作頻頻。除了大用戶直購電之外，2014年初，廣東省率先開展了電力用戶集中競價的嘗試，首次讓電力用戶與發(fā)電企業(yè)集中競爭交易，最終平均申報電價降低了0.614分/千瓦時。

不過筆者在對曾經參與過“五號文件”中“廠網分離、主輔分開、輸配分開、競價上網”方案制定和實施的國家能源局相關人士的采訪中發(fā)現(xiàn)，這個思路并不完全符合“五號文件”的精神。

“當時我們設想的‘競價上網’，就是由電網搭建平臺，向發(fā)電企業(yè)買電，比如需要100個企業(yè)發(fā)的電，就讓全國的發(fā)電企業(yè)開始報價，從最低的開始錄取，錄取到第100名，這個企業(yè)的價格就是電網的最高收購價。如果最后這個企業(yè)的報價是0.3元，那么0.3元就是電網的收購價，即使最低的企業(yè)報價是0.05 元，那么電網也按核定的0.3元來收購，剩下的就是企業(yè)的利潤，這種方式叫做競價上網。而現(xiàn)在試行的電改已經不需要由電網來搭建這樣的平臺，完全可以由電力用戶和發(fā)電企業(yè)直接交易。”該人士表示。

顯然，廣東的集中競價嘗試，以及各地進行大用戶直購試點與當初競價上網的設想都不盡相同。

華能集團高級經濟師、中國社科院可持續(xù)發(fā)展研究中心特約研究員張安華在接受筆者采訪時認為：“這種集中競價或者大用戶直購電相對于競價上網可以說是一個很大創(chuàng)新。不能說兩種方式哪個更優(yōu)越，只能說集中競價這種方式現(xiàn)在來看更合時宜。當然這種操作方式也有一定的條件，比如，電力的供應和需求都必須有一定的規(guī)模，能夠形成競爭等等。”

這些新的電改思路中，最大差距就在于電網的角色變了，但從河南直購電試點遇阻的例子不難看出，電網不僅角色變了，“臉色”也變了。

“我了解到的部分試點直購電的地區(qū)，最終的價格就是上網電價。事實上，按道理我們的銷售電價應該是包括上網電價、輸配電價和各項政府基金幾項相加最終得出的。如果這個最終達成的價格沒有包括輸配電價，就等于電網沒有‘過網費’，電網當然不同意。”參與過我國《電價改革方案》研究和起草工作、華北電力大學校長助理、電力市場研究所所長張粒子告訴筆者。

電改受困獨立輸配電價核定

由此可見，在促進“兩頭”直接交易的同時，如何操刀改革電網顯得至關重要。從目前國家推動電力改革的方向不難看出，拆分電網或者引民資進入電網受困于保障電力供應和電網安全的原因都已經不太現(xiàn)實，為電網核定合理輸配電價，讓電網成為合格的服務者顯然才是“正路”。

早在2003年我國就出臺了《電價改革方案》，明確提出了“輸配電價”由政府價格主管部門按照“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”原則制定，并逐步實現(xiàn)政府定價的規(guī)范化、科學化。十年過去了，這個合理的輸配電價卻遲遲未落地。

多次參與輸配電價核定討論的張粒子告訴筆者：“《電價改革方案》明確提出，今后對電網要實施‘準許收入’的管制。所謂‘準許收入’是由準許成本、準入收益和稅金三部分組成的。其中，準許成本主要基于電網的有效資產，所以前幾年業(yè)界就一直在探討究竟什么是電網的有效資產。這些有效資產的折舊率怎么核算，收益率應該是多少，這二者對于合理制定輸配電價很重要，但是操作起來卻非常復雜。”

在全世界的電力體制中，對電網有效資產的折舊率和收益率核算是不同的，主要依據(jù)的是會計準則。而我們國家對輸配電價長期以來沒有一個可作為具體依據(jù)的規(guī)則，現(xiàn)在再去建立，讓多方達成共識就比較困難。尤其是對于準許成本的認定。

首先，電網的設備有很多種，它的實際使用年限和經濟壽命期都是不同的。這些問題國家在相關規(guī)定上給了一個比較大的范圍，跨度在幾年甚至十幾年，這就導致具體的取值比較困難。

其次，在不同地區(qū)、不同環(huán)境下，電網設備的折舊率也不一樣，這個算起來也比較復雜。再加上，我國電網發(fā)展的速度非?？?，沒有像這方面發(fā)展比較成熟的國家一樣，把這些標準在具體發(fā)展中一步步地建立起來。正是這些因素導致了我國的輸配電價核定比較困難。

此次能源局再次把核定合理的輸配電價提上2014年的重點工作日程，多位受訪人士都表示，種種跡象表明，國家正在加快核定合理輸配電價的腳步，電網角色的轉變速度也將加快。

電改不是為了降電價

在此前廣東省集中競價的嘗試中，平均申報降價了0.614分/千瓦時，在其他省份的大用戶直購電試點中，電價也都普遍下降，“降電價”似乎成為了直購電的代名詞。

在此前階梯電價的改革中，“變相漲價”是許多人提出的質疑。電改究竟會如何影響電價?

張安華認為，改革的目標并非僅僅是電價的下降，更不是一味地讓電網讓利，而是由供求形成價格。“當然，市場化之后，效率提升，成本下降，電價很有可能相對現(xiàn)在形成下降的趨勢，但降電價并不是改革的追求。”

在此次內蒙古綜合電價改革試點中提出的就是“合理銷售電價”而不是完全市場化的價格。國家能源局相關人士認為，如果電價過早地完全市場化，首先帶來的弊端就是電力用戶紛紛與發(fā)電成本較低的煤電企業(yè)簽訂合同，而發(fā)電成本較高的可再生能源電廠將被晾在一邊。如果國家這樣時候再強制推行可再生能源發(fā)電全部上網，那么帶來的代價就是銷售電價的大幅上漲，社會大眾當然難以承受。

“現(xiàn)在的矛盾就是，一方面國家為了治理霧霾要嚴格限煤，但至少從發(fā)電這部分來看，如果大幅度限煤，可再生能源發(fā)電的占比快速提高，電價在完全市場化的情況下必然得上漲。所以市場化改革不一定會帶來電價的降低，盡管，最終我們的目標是由供需形成價格。”該人士表示。