10月20-22日，國家發展改革委官網公布黨的十八大以來價格改革成就系列專題報告，梳理了其中能源價格改革的部分,包含輸配電價改革、電價改革、石油以及天然氣價格改革等內容。

// 輸配電價改革 //

步驟

——“破冰”：摸著石頭過河。2014年10月，國家發展改革委選擇管理經驗先進、改革意識較強、改革要求迫切、主動對標香港中華電力的深圳電網，開展我國首個輸配電價改革試點。2014年12月，在蒙西電網開展我國首個省級電網輸配電價改革試點。

——“擴圍”：加快復制推廣。2015年，中發9號文件及28號文件對電力價格改革的目標、任務和具體措施做出了明確部署，將試點單位擴大到安徽、云南、貴州、湖北、寧夏等5個省級電網。

——“立制”：精心開展頂層設計。在試點基礎上，國家發展改革委著手研究制定《輸配電定價成本監審辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》，做了大量工作。

——“收官”：省級電網全覆蓋。2016年，進一步加快改革進程。3月，決定在12個省級電網開展輸配電價改革；9月，決定在除西藏外的所有省級電網開展輸配電價改革，實現全覆蓋。2017年7月，全面完成了省級電網輸配電價核定工作，并由各省、自治區、直轄市發展改革委（物價局）向社會公布，成為中發9號文件印發以來，第一個全面完成的電力體制改革任務。

創新

中國的輸配電價監管辦法，既采取了以美國為代表的、大多數國家通行的“成本加收益”的定價辦法，又在現代經濟學指導下，充分借鑒英國激勵性管制辦法，形成了具有中國特色的激勵與約束相結合的定價辦法。

——充分發揮中央和地方兩個積極性、形成部門合力。在規劃投資、電量等重大參數的設定上，不由某一個部門、機構說了算。中央層面，由國家發展改革委、國家能源局對各地具體方案進行會審。地方層面，地方政府在研究輸配電價具體水平時，大多成立了由省級政府主要領導或分管領導任組長，由價格主管部門、能源投資主管部門、經濟運行主管部門、能源監管機構等組成的工作小組。對于規劃新增輸配電固定資產投資，大多由能源投資主管部門根據電力規劃核定；對于監管周期內的電量增長預測數據，大多由經濟運行主管部門根據經濟增長水平核定。

——引入新增投資計入固定資產比率，約束電網投資。創造性地提出了“新增投資計入固定資產比率”的概念，要求參考電網企業輸配電固定資產的歷史轉資情況，考慮今后經濟發展需求，輸配電線路設備投資進度及實際利用效率等因素統籌核定。

——對重大成本項目建立激勵性監管機制。如債務資本收益率，若電網企業實際借款利率高于基準利率，則取基準利率，若電網企業實際利率低于基準利率，則按照實際借款利率加二者差額的50%核定；又如材料費、修理費、其他費用等運維費用，采用了價格上限管理方法，即規定不得超過一定比例；又如線損，規定實際運行中線損率超過核定值的風險由電網企業承擔，實際運行中線損率低于核定值的收益由電網企業和電力用戶各享受50%；又如當實際投資低于預計投資時，對差額投資對應的準許收入的70%予以扣除。這些都體現了激勵性管制理念。

——為未來進一步深化細化改革留出必要空間。定價辦法對可能出現的情況提出了靈活的預處理方法，還明確了下一步輸配電價改革方向。如監管周期電網企業新增投資、電量變化較大的，可在監管周期內分年平滑處理，也可以跨周期平滑處理，較好的解決了建機制與降成本的關系；又如鼓勵各地探索結合負荷率因素制定輸配電價套餐，增加用戶選擇權；又如鼓勵各地參照英國價格上限管制模式（RPI-X）引入效率因子X，建立輸配電價與供電可靠性、服務質量掛鉤的調整機制，促進電網企業提高供電服務質量。

成效

——有效降低實體經濟用能成本。通過嚴格的輸配電成本監審，核減與輸配電業務不相關、不合理的成本，整體核減比例約14.5%。東北、西北9個省份省級電網輸配電價，測算后比現行購售價差有所上漲，理論漲價金額95億元，但實際執行輸配電價和銷售電價仍維持現行水平不變，避免因改革增加企業負擔。綜合考慮監管周期內新增電網投資、電量增速等因素，平均輸配電價較現行購銷價差降低約1分錢，核減32個省級電網準許收入約480億元，有效降低了實體經濟成本。

——切實促進電力市場化改革。輸配電價改革核定了電網企業準許收入，使電網企業在市場交易中處于中立角色，促進放開發售兩側的電力市場交易，更好的發揮市場在資源配置中的決定性作用。以獨立輸配電價機制為基礎，各省均開展電力中長期交易，8個省份還將啟動電力現貨交易市場試點，有力擴大了市場交易規模。

未來

在省級電網輸配電價改革實現全覆蓋的基礎上，按照電壓等級和供電范圍劃分，向上需要核定區域電網輸電價格，向下需要建立地方電網和增量配電網配電價格機制，同時需要結合省級電網輸配電價改革中遇到的新問題，不斷完善輸配電價監管體系。

（一）計劃于2017年底前完成華北、華東、華中、東北、西北等5個區域電網輸電價格，于2018年底前完成所有跨省跨區專項工程成本監審和輸電價格復核工作。

（二）建立地方電網和增量配電網價格機制，指導各省合理核定地方電網和增量配電價格。

（三）適時修訂《輸配電定價成本監審辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》，制定完善跨省跨區輸電價格定價辦法，研究出臺地方電網和增量配電網價格指導意見。研究建立輸配電價監管數據庫。制定輸配電成本信息公開辦法。

 // 電價改革 //

● 建立健全清潔能源發電價格機制:1.9分錢支撐起全球最大的風電、太陽能發電裝機。

● 完善煤電價格聯動機制:按照“一個公開、四個明確、設立基準、區間聯動”要求，明確對煤電價格實行區間聯動機制。

● 推動競爭性環節價格市場化改革：

1）實現跨省跨區電能交易價格市場化。2014年，印發《關于完善水電上網電價形成機制的通知》，明確跨省跨區域的水電交易價格由供需雙方協商確定。2015年4月，印發《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制的通知》，明確跨省跨區送電由送受電雙方按照“風險共擔、利益共享”原則平等協商或通過市場化交易方式確定送受電量和價格，并建立價格調整機制。鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省送電項目業主和電價，鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并通過長期合同予以明確。

2）大力推動省內電力直接交易。在中發[2015]年9號文件決定開展輸配電價改革前，2013年到2015年公布了11個省份的直接交易輸配電價，在深圳、蒙西電網開展了輸配電價改革的破冰，為推動電力直接交易發揮了不可替代的作用。2015年，伴隨著輸配電價改革的深入推進，電力市場化交易不斷擴大。2016年由市場形成電價的比重達22.25%，比上年提高12.4個百分點。2017年上半年國網、南網、蒙西網經營區內電力市場化交易規模達約5000億千瓦時，占電網企業銷售電量的22%，同比增長50%。 

● 多措并舉著力降低實體經濟成本：

1）實施煤電價格聯動機制。根據煤價變化情況，2015年4月、2016年1月兩次下調燃煤機組上網電價，相應下調工商業銷售電價和一般工商業銷售電價1.8分和3分，共減少企業年用電支出835億元左右。

2）推進輸配電價改革。核定32個省級電網輸配電價，核減電網企業準許收入480億元，全部用于降低工商企業電費支出，平均降幅約1分。

3）完善基本電價執行方式。放寬用電企業申請調整計費方式、減容、暫停的政策條件，每年降低全國約60萬戶大工業企業電費約150億元。

4）合理調整電價結構。取消向用戶征收的城市公用事業附加，減輕工商企業用電支出350億元，全國工商業電價平均下降1.09分。取消電氣化鐵路還貸電價，等額降低鐵路貨物運價，降低實體經濟成本60億元。取消在電價中征收的工業企業結構調整專項資金，將重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金的征收標準分別降低25%，緩解因煤炭價格上漲過快導致的發電企業經營困難550億元。在降低用電成本的同時，使電價結構進一步合理化，銷售電價中包含的基金和附加平均征收標準從5.4分下降到3.05分，占銷售電價的比例從8.18%下降到4.66%。

5）推進電力市場化交易。2016年電力市場交易電量8000億千瓦時，平均降幅6.4分，每年減輕企業用電支出約500億元。2017年交易規模預計同比增長50%，平均降價約5分，新增降價金額200億元。

// 石油價格改革 //

2013年3月，國家抓住國際油價震蕩下跌、國內CPI運行相對平穩的有利時機，進一步完善成品油價格機制，核心內容是縮短調價周期，將汽、柴油價格調整周期由22個工作日縮短至10個工作日，同時取消了國際市場油價波動4%才能調價的幅度限制。 

新的成品油價格機制贏得國內外媒體廣泛贊譽，被認為是成品油價格走向市場化的關鍵一步，打響了政府實質性推進資源性產品價格市場化改革的“第一槍”，是能源產業的重要里程碑。改革后成品油價格機制化調整成為常態，效果明顯。

2014年下半年以來，世界石油市場格局發生了深刻變化，國際市場油價從每桶110美元快速跌至40美元以下。2016年初，國家再次完善國內成品油價格機制，并進一步推進市場化改革。 

一是設定成品油價格調控下限。當國內成品油價格掛靠的國際市場原油價格低于每桶40美元時，國內成品油價格不再下調。二是建立油價調控風險準備金。成品油價格未調金額全部納入風險準備金，設立專項賬戶存儲，經國家批準后使用，主要用于節能減排、提升油品質量及保障石油供應安全等方面。同時放開液化石油氣價格，簡化成品油調價操作方式，國家不再發文調價，改為信息稿形式公布調價信息。

今后一段時間的重點是：在堅持既有改革方向不變的前提下，穩慎前行，勤分析，多總結，提前謀劃，做細方案，時機成熟再“畢其功于一役”，實現市場化改革目標。

// 天然氣價格改革 //

穩步放“兩頭”：通過先易后難的推進方式，采取“先非居民后居民”、“先試點后推廣”、“先增量后存量”、“邊理順邊放開”的實施步驟，又快又穩推進改革。

2011年底，在廣東、廣西開展天然氣價格形成機制改革試點。2013年6月，在總結廣東、廣西試點經驗基礎上，在全國范圍內推廣天然氣價格形成新機制。2013年放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣價格；2014年9月放開液化天然氣氣源價格；2015年4月放開除化肥企業外的直供用戶用氣價格；2016年，先后放開化肥用氣價格，明確儲氣設施相關價格由市場決定，并在福建省開展門站價格市場化改革試點；2017年，明確所有進入交易平臺公開交易的氣量價格由市場交易形成。

精細管“中間”：2016年10月，印發《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》，建立起科學完善的管道運輸價格監管制度。核心內容有：一是明晰定價方法。遵循“準許成本加合理收益”的原則，對價格監管的范疇、對象，價格管理的方法、程序，以及部分核心指標作出細致規定。二是從緊核定定價成本。要求管道運輸業務單獨核算，成本單獨歸集，明確了構成定價成本主要指標的核定標準。三是推行信息公開。要求企業主動公開成本信息，強化社會監督；定價部門公開成本監審結論和定價依據，提高價格監管透明度。

2017年上半年，國家組織12個成本監審組對13家天然氣長輸管道運輸企業按照統一方法、統一原則、統一標準進行了成本監審，剔除13家企業無效資產185億元，核減比例7%；核減不應計入定價成本總額46億元，核減比例16%。

推動建市場：積極推動天然氣市場建設，成功在上海、重慶搭建了一東一西兩個市場化改革平臺。下一步，將適時邁出天然氣價格市場化新步伐，充分釋放天然氣市場活力，同時進一步完善輸配價格監管規則，制度化、精細化監管再上新臺階，積極推動上海、重慶石油天然氣交易中心建設，形成“中國價格”，助力天然氣行業持續健康發展。