【宏观洞察】电力体制改革再翻新篇

1月5日，国家发展改革委员会、国家能源局发布《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，对增量配电业务的项目业主确定、增量和存量范围界定、做好增量配网规划工作，规范增量配电网的投资建设与运营做了进一步的要求，为深入推进增量配电业务改革工作指明了方向。

3月5日，国务院总理李克强在政府工作报告中提出，将深化电力、油气、铁路等领域改革，自然垄断行业要根据不同行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场。

3月8日，国家能源局综合司公布《关于进一步推进电力现货市场建设试点工作的意见（征求意见稿）》，要求完善电力现货市场配套机制，建立与电力现货市场衔接的目录电价调整机制，逐步解决好用户侧价格双轨制问题。

2019年第一季度，电改文件接连发出，改革已全面进入深水区攻坚期。

电力是经济发展及居民生活的重要能源，我国经济的持续发展推动着电力行业规模的不断扩大，2018年，我国全口径发电量和用电量增速，均较上年提升1.9个百分点。

图1 2014-2018年全国发电量与用电量（单位：万亿千瓦时）

▲ 资料来源：Wind, 中电联，毕马威分析

2014年底，习近平总书记明确提出了国家能源安全发展的“四个革命、一个合作”战略思想，2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）》（下称“9号文”），9号文的正式发布拉开了新一轮电力改革的序幕，如今已整整经历了四个年头。四年中，输配电价改革试点、电改综合试点、售电侧改革试点等各项改革试点相继推进，形成以综合试点为主、多模式探索的格局。如今电力体制改革的市场化基础逐步确立，相关主体的市场意识得到深化，各个领域改革全面推进，全国市场化交易电量逐年攀升。

图2 2016-2018年全国市场化交易电量及社会用电市场化率

▲ 数据来源：国家发展和改革委员会，毕马威分析

新一轮电力体制改革主要成绩

新一轮电力体制改革经过几年的发展成绩斐然，以下四个方面最为突出。

输配电价改革已逐步到位

2002年2月10日，《电力体制改革方案》（国发[2002]5号）正式发布，作为实施厂网分开、实行竞价上网的配套政策，建立了新的电价形成机制，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。至此，正式形成了由上网电价、输配电价、销售电价组成的三环节电价结构。

图3 电力系统示意图

▲ 资料来源：公开信息整理、毕马威分析

本轮的输配电价改革是以建立独立的输配电价体系为目标，打破现行的“独买”和“独卖”模式，管住中间“过网费”环节，首次在成本监审基础上，按明确的机制核定价格，并建立了跨省跨区、区域电网、省级电网三个层次的价格体系，这标志我国第一次形成独立输配电价体系。从2015年深圳电网和蒙西电网开始试点输配电价改革开始，不到三年时间，输配电价改革顶层设计涵盖了跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网等输配电各个环节、全部领域。

电力交易机制改革：电力交易机构已在各省组建并运营

我国首家完成工商注册的电力交易机构——北京电力交易中心在2016年正式揭牌，直至2017年底，不到两年时间，我国最后一个省级电力交易机构——海南电力交易中心正式成立。除港澳台之外的31个省级行政区全部建成电力交易机构，且除西藏外，均已进行了实质性交易行为。

售电侧改革迈出实质性步伐，有序向社会资本放开配售电业务

电力行业2002年已完成厂网分离，将电力系统拆分为：两大电网（国家电网、南方电网）+五大发电集团（华能、大唐、华电、国电、国家电投）+辅业集团。电力系统的厂网分离，打破了电网企业独家购买电力的格局，初步建立竞争、开放的区域电力市场，形成新的竞价上网机制。在此阶段已基本完成发电侧市场主体的培育。因此，在2014年开始的新一轮电改中，改革重点更加侧重于放开售电侧市场。售电侧市场改革也是社会资本进入最为活跃的领域。突破了传统电网企业“统购统销”的模式，售电公司迅速进入该领域，全国首家售电公司于2015年在深圳成立，截至2018年底，各大电力交易机构注册的售电公司已超过3000家。

可再生能源发电可得到保障性收购

按照2016年政策规定，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。2019年3月，国家发展和改革委员会印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。办法阐述了可再生能源保障性收购的执行办法，厘清了政府、发电企业和电网公司之间的责任。为解决弃光限电，推进可再生能源的消纳，奠定了基础。

毕马威分析

2019年3月，在十三届全国人大二次会议首次记者会上，国家发展改革委副主任连维良介绍了20项年度重点改革任务，提到未来电力改革的主要任务，其中，“经营性行业的发用电计划将全面放开，增量配电改革试点将向县一级全面延伸”引发行业关注。

经营性行业发用电计划全面放开

国务院总理李克强在今年政府工作报告中提到，“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%”。这是继2018年后第二次要求“一般工商业平均电价降低10%”。经营性行业发用电计划全面放开降低制造业、一般工商业用电成本，向社会释放改革红利，有赖于深化电力市场化改革，推动发用电计划向市场化迈进。

深入推进增量配电业务改革

2016年11月至2019年1月，国家发改委、国家能源局先后启动了3批320个增量配电业务改革试点，基本实现地级以上城市全覆盖。而自2018年下半年以来，国家层面开展一系列工作推动试点具体落地，亦曾约谈省级电网公司，要求加大力度支持增量配电改革工作。2018年底，国家发改委、国家能源局发布了《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，首次将增量配电试点改革的意义提升到了“支持民营企业发展”的高度，积极鼓励社会资本参与增量配电业务，并明确条件较好地区要努力实现县一级试点项目的覆盖。

如今，增量配电业务改革中仍然出现业主招标不规范、项目涉及的电网存量资产处置困难、配电区域划分困难、项目接入电网环节的机制和流程不明确等深层矛盾[sup]1[/sup] 。

1月份出台的《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》旨在完善升级增量配电业务改革的顶层设计，对增量配电业务改革试点项目的开展进行了更详尽的指导。其中明确未确定业主的试点项目，不建议电网公司或当地政府投资；已获批开工，但有效期内投资不足10%的项目，可纳入试点范围；正常开展方式下仅具备配电功能的规划内220（330）千伏增量配电业务试点，可不限于用户专用变电站和终端变电站等。但是值得关注的是，增加社会资本进入配电业务成为文件亮点，这为光伏、风能等可再生能源进入电力市场交易、为能源综合利用效率的提高创造了有利条件。

[sup]1[/sup]《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》解读，中国能源报，2019年1月

《中国经济观察》是毕马威中国自2018年起发布的季度报告，主要就最新的宏观经济及政策进行解读。

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