统计显示，《2019年政府工作报告》（以下简称《报告》）中提到“改革”达到105次，深化改革涵盖到国民经济的各个领域，“深化改革”成为《报告》最大的亮点之一。

“改革”也是2019年电力行业关键词之一。《报告》与电力行业直接相关的改革提及2次，间接相关的达到16次之多。《报告》指出“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%”。改革不仅是2019年电力行业的重要任务，也是降低一般工商业电价的重要手段，将为降低制造业用电成本腾出更多的空间。

2019年，电力体制改革进一步深化，电力体制改革将要冲刺哪些难点？电力企业核心关注点在哪里？本期电力大数据将从输配电价改革、增量配网改革、电力市场化改革角度，全面为您全面梳理2018年电力体制改革成果，并为电力企业提出建议。

一、2018年我国电力体制改革的总体情况

输配电价改革方面：2018年，输配电价改革从省级电网层面，拓展到跨省、跨区、地电、增量配网层面，这标志着我国输配电价改革进入新的阶段。2018年，国家发改委印发《区域电网输电价格核定办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》、《关于制定地方电网和增量配电网价格的指导意见》等文件，华北、华中、华东、东北、西北输配电价纷纷公布，各省新一轮电价全面落地，为我国一般工商业电价全年下降10%的目标起到了重要的推动作用。

增量配网方面：2018年是我国增量配网改革的重要攻坚之年。6月25日，国家发改委、国家能源局公布《第三批第二批次增量配电业务改革试点名单》，我国增量配网试点增长至320家。这一年，我国增量配网试点改革也遇到现实挑战，10月中旬，国家发改委约谈辽宁、江西、浙江、山东、四川和河南6省。10月下旬，国家电网公司组织三个调研组，分别赴江西、河南、辽宁开展试点督导调研工作，实地调研重点区域增量配电改革存在的困难、问题，督促各省电网公司进一步提高站位，推进增量配网改革。

电力市场建设方面：2018年，我国电力市场建设发展迅猛，全国跨区跨省市场以及各省区内市场已经建立较为完整的中长期市场规则体系，涵盖市场准入与退出、发用电侧直接交易、结算及信息披露等方面。国网区域坚持“统一市场、两级运作”框架，目前省间电力市场中长期交易、现货交易和跨省调峰辅助服务交易全部投入运营。针对“三弃”问题，积极开展清洁能源省间交易、替代交易、富余可再生能源现货交易等市场化交易，实现了弃电量和弃电率“双降”的目标。南网区域，广州电力交易中心开发完善了多类型的电力交易品种。交易周期有年度、月度、日前、现货等时间维度，并开创性组织了水火置换交易、发电合同权转让交易、双边合同互保交易等多种交易类型，形成了多周期、多品种的电力交易体系。

二、2019年电力体制改革企业核心关注点

输配电价改革：

（1）输配电价改革并未完全消除交叉补贴，导致我国工商业电价虚高。

首轮输配电价核定，并没有明确各地交叉补贴规模和处理方式，不同用户之间、不同地区之间的电价交叉补贴依然扭曲着我国的电价体系、抑制着资源配置的效率，对居民和农业的交叉补贴现象严重侵蚀着工商业用户的利润，我国工商业企业市场竞争力受到限制。新一轮成本监审有望破除这一难点问题。

（2）电力普遍服务投入巨大，传统服务模式难以长期维持。

随着输配电价改革的推进，电力普遍服务承担主体和资金来源不明确的现象更加凸显，需要建立电力普遍服务基金为核心的补偿机制、明确普遍服务承担主体和资金来源，妥善处理交叉补贴问题，确保电力普遍服务需求得以满足，助力电力体制改革顺利进行。

（3）基金附加水平依然比较高，转供电经营行为亟待规范。

输配电价改革以后，各地区的电价基金附加征收标准差异性比较大，管理模式也存在较大的自主性，导致各地输配电价的基金附加水平差异很大，不利于形成反映各地电力成本和供求关系的合理价格，阻碍了电力市场跨区、跨省交易，不利于电力资源的配置。另外，国家取消了部分基金及附加以后，部分产业园区、综合商业体等转供电经营者，未及时贯彻国家降价措施，甚至存在国家规定销售电价之外的乱加价行为，以至于部分电力用户并没有切实享受到国家降低一般工商业电价的红利。

（4）首轮输配电价的核定基础薄弱，需要进一步增加调整机制。

我国输配电价改革试点区域暂定输配电价核定周期为3年，核定参数以历史和预测数据为基础，现阶段影响经济增长因素比较复杂，输配电价核定应该统筹考虑各类变化因素，增加灵活的调整机制。输配电价政策落地过程中，由于缺乏调整机制，在各地也遇到现实情况的挑战，成为当地媒体关注的热点。

增量配网改革：

（1）增量配网试点进展缓慢。

增量配网建设涉及政府、各类投资者等众多主体，项目存在事权主体不清，利益主体复杂的现象，由于缺乏机制协调各方利益关系，导致增量配网试点进展缓慢。增量配网改革属于本轮电力体制改革的新事物，制度和实践上属于探索期，涉及到电网规划、建设、电价、监管等多个环节，由于相关制度不完善，各方在思想认识、客观条件、工作基础、相关经验等方面都需要不断磨合。

（2）部分省份增量配网试点申报机制审核不严，条件不成熟试点项目通过审批。

增量配网试点项目是地方推进改革的重要成果之一，所以各地对申报试点都表现出了非常大的热情。但有些地方在申报过程中对改革政策理解不准确，把试点项目当作一般性投资项目盲目上报，对辖区未来负荷增长估计不足，对已有供电能力不清楚，影响到后期项目落地。2018年，部分省份已出现部分试点项目流标、意向投资方退出、项目陷入停滞、后期推进困难等问题，如四川达州、凉州等试点项目，备受媒体关注，地方也表现出申请取消的意愿。

电力市场改革关注点：

（1）电力市场提速，电力交易省间壁垒依然存在。

长期以来，我国电力市场发展形成了“省为实体”的格局，一个省份为了保障本省的就业、税收，往往不愿接收外来电量，这被业界称为省间壁垒。随着电改的推进和电力交易市场机制的完善，在各个省份之间，正发生着越来越多的电力交易。越来越多的交易品种、越来越高的交易频次吸引着越来越多的市场参与者，然而各个省间壁垒并未彻底消除。

（2）电力交易中心股份制改造，电力交易市场利益更加多元。

本轮电力体制改革，地方政府起到了主导性作用，电力交易中心股份制改造也成为各方积极参与的重点。四川、安徽、河南、陕西等多省电力体制改革方案都提出要组建相对独立的股份制交易中心，对现有交易中心进行股份制改造。相关政府部门也要求电网企业支持地方政府组建股份制交易中心，支持多方代表参加电力交易机构市场管理委员会。

（3）售电企业洗牌加速，售电市场隐性风险增加。

近年来，我国电力市场交易规模不断扩大，售电公司遍地开花，全国逾万家售电公司完成注册，其中，已经通过电力交易中心公示的多达3500余家。但随着电改的逐步深入，售电市场的竞争越来越激烈，通过竞价交易获得的价差被不断压缩、大量售电公司缺乏专业性人才导致偏差考核带来的罚款风险加大，越来越多的售电公司开始退出市场。由于部分售电企业退出，地方电网企业需要进行保障性服务，如何处理售电企业留下的空白市场，成为当地供电企业面临的重要课题。

三、2019年电力体制改革电力企业建议

（1）落实主体责任，建立电力体制改革领域专业化评估体系。

针对电力体制改革，电改专项实施方案进入落地实施阶段，地方政府、园区管委会、大型集团企业参与市场意愿强烈，市场竞争加剧。省级电网企业应积极开展方案落地实施阶段跟踪研究，深刻理解党中央、国务院关于改革的核心观点，做好改革的各项准备，加强内部协同联动，全面梳理可能面临的风险和问题。

（2）聚焦电力体制改革核心点、防范电力体制改革过程中的法律风险。

新环境下，电力体制改革涉及电力行业核心领域，但相关法律并不完善，电力企业需要全面梳理相关法律，做到有法可依，有法必依，更好地防范在电改中面临的法律风险。

（3）电力体制改革使电力企业失去部分业务范围，电力企业的盈利模式发生了改变，电力企业升级转型紧迫性加剧。电力企业需积极拓展业务范围，增加盈利空间，保证平稳、健康发展。

（4）加快品牌形象建设，提升电网企业在电力市场领域品牌形象。

随着电力体制改革的不断推进，建议企业密切跟踪电力体制改革政策走向和舆情热点，充分利用好电力体制改革和国资国企改革的政策利好，电网企业应积极与媒体合作，主动设置议题，引导舆论，积极加强正面宣传，同时围绕企业积极落实电改政策方面加大宣传，加深公众对电网企业在落实电力体制改革政策方面的的客观了解，引导社会舆论向良性发展。