一文看懂十八大以来能源价格发生了哪些变化，未来方向是什么

10月20-22日，国家发展改革委官网公布党的十八大以来价格改革成就系列专题报告，梳理了其中能源价格改革的部分,包含输配电价改革、电价改革、石油以及天然气价格改革等内容。

// 输配电价改革 //

步骤

——“破冰”：摸着石头过河。2014年10月，国家发展改革委选择管理经验先进、改革意识较强、改革要求迫切、主动对标香港中华电力的深圳电网，开展我国首个输配电价改革试点。2014年12月，在蒙西电网开展我国首个省级电网输配电价改革试点。

——“扩围”：加快复制推广。2015年，中发9号文件及28号文件对电力价格改革的目标、任务和具体措施做出了明确部署，将试点单位扩大到安徽、云南、贵州、湖北、宁夏等5个省级电网。

——“立制”：精心开展顶层设计。在试点基础上，国家发展改革委着手研究制定《输配电定价成本监审办法》和《省级电网输配电价定价办法》，做了大量工作。

——“收官”：省级电网全覆盖。2016年，进一步加快改革进程。3月，决定在12个省级电网开展输配电价改革；9月，决定在除西藏外的所有省级电网开展输配电价改革，实现全覆盖。2017年7月，全面完成了省级电网输配电价核定工作，并由各省、自治区、直辖市发展改革委（物价局）向社会公布，成为中发9号文件印发以来，第一个全面完成的电力体制改革任务。

创新

中国的输配电价监管办法，既采取了以美国为代表的、大多数国家通行的“成本加收益”的定价办法，又在现代经济学指导下，充分借鉴英国激励性管制办法，形成了具有中国特色的激励与约束相结合的定价办法。

——充分发挥中央和地方两个积极性、形成部门合力。在规划投资、电量等重大参数的设定上，不由某一个部门、机构说了算。中央层面，由国家发展改革委、国家能源局对各地具体方案进行会审。地方层面，地方政府在研究输配电价具体水平时，大多成立了由省级政府主要领导或分管领导任组长，由价格主管部门、能源投资主管部门、经济运行主管部门、能源监管机构等组成的工作小组。对于规划新增输配电固定资产投资，大多由能源投资主管部门根据电力规划核定；对于监管周期内的电量增长预测数据，大多由经济运行主管部门根据经济增长水平核定。

——引入新增投资计入固定资产比率，约束电网投资。创造性地提出了“新增投资计入固定资产比率”的概念，要求参考电网企业输配电固定资产的历史转资情况，考虑今后经济发展需求，输配电线路设备投资进度及实际利用效率等因素统筹核定。

——对重大成本项目建立激励性监管机制。如债务资本收益率，若电网企业实际借款利率高于基准利率，则取基准利率，若电网企业实际利率低于基准利率，则按照实际借款利率加二者差额的50%核定；又如材料费、修理费、其他费用等运维费用，采用了价格上限管理方法，即规定不得超过一定比例；又如线损，规定实际运行中线损率超过核定值的风险由电网企业承担，实际运行中线损率低于核定值的收益由电网企业和电力用户各享受50%；又如当实际投资低于预计投资时，对差额投资对应的准许收入的70%予以扣除。这些都体现了激励性管制理念。

——为未来进一步深化细化改革留出必要空间。定价办法对可能出现的情况提出了灵活的预处理方法，还明确了下一步输配电价改革方向。如监管周期电网企业新增投资、电量变化较大的，可在监管周期内分年平滑处理，也可以跨周期平滑处理，较好的解决了建机制与降成本的关系；又如鼓励各地探索结合负荷率因素制定输配电价套餐，增加用户选择权；又如鼓励各地参照英国价格上限管制模式（RPI-X）引入效率因子X，建立输配电价与供电可靠性、服务质量挂钩的调整机制，促进电网企业提高供电服务质量。

成效

——有效降低实体经济用能成本。通过严格的输配电成本监审，核减与输配电业务不相关、不合理的成本，整体核减比例约14.5%。东北、西北9个省份省级电网输配电价，测算后比现行购售价差有所上涨，理论涨价金额95亿元，但实际执行输配电价和销售电价仍维持现行水平不变，避免因改革增加企业负担。综合考虑监管周期内新增电网投资、电量增速等因素，平均输配电价较现行购销价差降低约1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元，有效降低了实体经济成本。

——切实促进电力市场化改革。输配电价改革核定了电网企业准许收入，使电网企业在市场交易中处于中立角色，促进放开发售两侧的电力市场交易，更好的发挥市场在资源配置中的决定性作用。以独立输配电价机制为基础，各省均开展电力中长期交易，8个省份还将启动电力现货交易市场试点，有力扩大了市场交易规模。

未来

在省级电网输配电价改革实现全覆盖的基础上，按照电压等级和供电范围划分，向上需要核定区域电网输电价格，向下需要建立地方电网和增量配电网配电价格机制，同时需要结合省级电网输配电价改革中遇到的新问题，不断完善输配电价监管体系。

（一）计划于2017年底前完成华北、华东、华中、东北、西北等5个区域电网输电价格，于2018年底前完成所有跨省跨区专项工程成本监审和输电价格复核工作。

（二）建立地方电网和增量配电网价格机制，指导各省合理核定地方电网和增量配电价格。

（三）适时修订《输配电定价成本监审办法》和《省级电网输配电价定价办法》，制定完善跨省跨区输电价格定价办法，研究出台地方电网和增量配电网价格指导意见。研究建立输配电价监管数据库。制定输配电成本信息公开办法。

 // 电价改革 //

● 建立健全清洁能源发电价格机制:1.9分钱支撑起全球最大的风电、太阳能发电装机。

● 完善煤电价格联动机制:按照“一个公开、四个明确、设立基准、区间联动”要求，明确对煤电价格实行区间联动机制。

● 推动竞争性环节价格市场化改革：

1）实现跨省跨区电能交易价格市场化。2014年，印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，明确跨省跨区域的水电交易价格由供需双方协商确定。2015年4月，印发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知》，明确跨省跨区送电由送受电双方按照“风险共担、利益共享”原则平等协商或通过市场化交易方式确定送受电量和价格，并建立价格调整机制。鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省送电项目业主和电价，鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并通过长期合同予以明确。

2）大力推动省内电力直接交易。在中发[2015]年9号文件决定开展输配电价改革前，2013年到2015年公布了11个省份的直接交易输配电价，在深圳、蒙西电网开展了输配电价改革的破冰，为推动电力直接交易发挥了不可替代的作用。2015年，伴随着输配电价改革的深入推进，电力市场化交易不断扩大。2016年由市场形成电价的比重达22.25%，比上年提高12.4个百分点。2017年上半年国网、南网、蒙西网经营区内电力市场化交易规模达约5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的22%，同比增长50%。 

● 多措并举着力降低实体经济成本：

1）实施煤电价格联动机制。根据煤价变化情况，2015年4月、2016年1月两次下调燃煤机组上网电价，相应下调工商业销售电价和一般工商业销售电价1.8分和3分，共减少企业年用电支出835亿元左右。

2）推进输配电价改革。核定32个省级电网输配电价，核减电网企业准许收入480亿元，全部用于降低工商企业电费支出，平均降幅约1分。

3）完善基本电价执行方式。放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件，每年降低全国约60万户大工业企业电费约150亿元。

4）合理调整电价结构。取消向用户征收的城市公用事业附加，减轻工商企业用电支出350亿元，全国工商业电价平均下降1.09分。取消电气化铁路还贷电价，等额降低铁路货物运价，降低实体经济成本60亿元。取消在电价中征收的工业企业结构调整专项资金，将重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金的征收标准分别降低25%，缓解因煤炭价格上涨过快导致的发电企业经营困难550亿元。在降低用电成本的同时，使电价结构进一步合理化，销售电价中包含的基金和附加平均征收标准从5.4分下降到3.05分，占销售电价的比例从8.18%下降到4.66%。

5）推进电力市场化交易。2016年电力市场交易电量8000亿千瓦时，平均降幅6.4分，每年减轻企业用电支出约500亿元。2017年交易规模预计同比增长50%，平均降价约5分，新增降价金额200亿元。

// 石油价格改革 //

2013年3月，国家抓住国际油价震荡下跌、国内CPI运行相对平稳的有利时机，进一步完善成品油价格机制，核心内容是缩短调价周期，将汽、柴油价格调整周期由22个工作日缩短至10个工作日，同时取消了国际市场油价波动4%才能调价的幅度限制。 

新的成品油价格机制赢得国内外媒体广泛赞誉，被认为是成品油价格走向市场化的关键一步，打响了政府实质性推进资源性产品价格市场化改革的“第一枪”，是能源产业的重要里程碑。改革后成品油价格机制化调整成为常态，效果明显。

2014年下半年以来，世界石油市场格局发生了深刻变化，国际市场油价从每桶110美元快速跌至40美元以下。2016年初，国家再次完善国内成品油价格机制，并进一步推进市场化改革。 

一是设定成品油价格调控下限。当国内成品油价格挂靠的国际市场原油价格低于每桶40美元时，国内成品油价格不再下调。二是建立油价调控风险准备金。成品油价格未调金额全部纳入风险准备金，设立专项账户存储，经国家批准后使用，主要用于节能减排、提升油品质量及保障石油供应安全等方面。同时放开液化石油气价格，简化成品油调价操作方式，国家不再发文调价，改为信息稿形式公布调价信息。

今后一段时间的重点是：在坚持既有改革方向不变的前提下，稳慎前行，勤分析，多总结，提前谋划，做细方案，时机成熟再“毕其功于一役”，实现市场化改革目标。

// 天然气价格改革 //

稳步放“两头”：通过先易后难的推进方式，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤，又快又稳推进改革。

2011年底，在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。2013年6月，在总结广东、广西试点经验基础上，在全国范围内推广天然气价格形成新机制。2013年放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气价格；2014年9月放开液化天然气气源价格；2015年4月放开除化肥企业外的直供用户用气价格；2016年，先后放开化肥用气价格，明确储气设施相关价格由市场决定，并在福建省开展门站价格市场化改革试点；2017年，明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成。

精细管“中间”：2016年10月，印发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，建立起科学完善的管道运输价格监管制度。核心内容有：一是明晰定价方法。遵循“准许成本加合理收益”的原则，对价格监管的范畴、对象，价格管理的方法、程序，以及部分核心指标作出细致规定。二是从紧核定定价成本。要求管道运输业务单独核算，成本单独归集，明确了构成定价成本主要指标的核定标准。三是推行信息公开。要求企业主动公开成本信息，强化社会监督；定价部门公开成本监审结论和定价依据，提高价格监管透明度。

2017年上半年，国家组织12个成本监审组对13家天然气长输管道运输企业按照统一方法、统一原则、统一标准进行了成本监审，剔除13家企业无效资产185亿元，核减比例7%；核减不应计入定价成本总额46亿元，核减比例16%。

推动建市场：积极推动天然气市场建设，成功在上海、重庆搭建了一东一西两个市场化改革平台。下一步，将适时迈出天然气价格市场化新步伐，充分释放天然气市场活力，同时进一步完善输配价格监管规则，制度化、精细化监管再上新台阶，积极推动上海、重庆石油天然气交易中心建设，形成“中国价格”，助力天然气行业持续健康发展。