2017-电力专题系列研究之一：本轮电改对电网端、售电端的影响_26页-2mb

报告摘要

本轮电力体制改革（简称“新电改”）主要围绕输配电价核定、售电侧放开、电力交易机构组建等关键环节展开，旨在推动电力市场化进程，提高电力资源配置效率。改革对电网端和售电端均产生了重要影响，但电网企业的垄断地位和话语权短期内难以撼动。

输配电价改革：
- 输配电价核定是改革的核心，采用“准许成本加合理收益”原则，细化电价形成机制，增强操作性。
- 试点省份（如深圳、蒙西、云南等）输配电价核定结果显示，大工业用电价格下降，一般工商业及其他用电价格上升，整体平均电价略有下降。
- 输配电价改革对降低用户用电成本贡献有限，电网企业仍保持较大盈利空间。
交叉补贴问题：
- 中国居民与工业电价比价低于国际水平，存在大量交叉补贴问题。
- 9号文提出逐步减少交叉补贴，但短期内仍由电网企业通过输配电价回收。
- 交叉补贴问题在未来改革中将成为重点解决的难题。
电力交易机构组建：
- 电力交易机构的组建是推动售电侧市场化的重要一步，旨在实现公平交易。
- 当前电力交易机构仍与电网企业紧密相连，电网企业相对控股，改革受阻较大。
- 电力交易机构与调度机构的职能尚未完全分离，短期内难以实现电力调度、交易、结算的完全独立。
电网企业话语权：
- 电网企业在输配电价核定、结算权等方面仍具有主导地位。
- 尽管售电侧放开，但电网企业通过其控股的交易机构，继续影响市场交易和电费结算。

售电主体培育：
- 售电公司包括电网企业的售电公司、社会资本投资的增量配电网企业、公共服务企业等。
- 售电主体的培育工作在2018年底前完成，但目前仍以政府主导为主。
售电公司发展：
- 售电公司获得发电端、电网端、用户的部分让利，但盈利模式尚不成熟。
- 售电公司利润空间逐步缩小，未来将向提供高品质综合服务转型。
增量配电网放开：
- 增量配电网放开对电网企业影响较小，主要涉及配电网资产的运营权。
- 配电网价格暂按省级电网输配电价扣除配电网接入电压等级的电价执行。
- 增量配电网未来将向智能电网和能源互联网方向发展，具备新的收入增长点。
终端用户电价不确定性：
- 随着电力交易机制不断完善，终端用户电价将更多由成本决定。
- 交叉补贴问题尚未解决，导致终端用户电价存在较大不确定性。

输配电价核定：
- 核定方法包括准许成本、准许收益、价内税金及政策因素。
- 准许成本分为“基期准许成本”和“监管周期新增（减少）准许成本”。
准许收益计算：
- 准许收益 = 可计提收益的有效资产 × 加权平均资本收益率。
- 政策性有效资产收益率为1%，非政策性有效资产收益率按国债收益率核定。
电力交易机构组建：
- 全国已有28家电力交易中心，但其中25家为国家电网独资，3家为南方电网控股。
- 重庆电力交易中心由国家电网出资70%，是首家非国网全资的交易中心，但尚未在系统中显示。
电力交易机制：
- 售电公司参与直接交易，但目前仅广东省、安徽省明确允许售电公司参与市场交易。
- 电力交易机制逐步完善，未来将促进价格传导更顺畅。