问：请介绍《办法》的制定过程。
答：对超大网络型自然垄断企业进行价格监管是世界级难题，各国监管机构都经历了多年的探索，才形成了比较完善的监管制度框架。输配电价也是我国价格改革中最难啃的“硬骨头”之一。在制定《办法》过程中，认真总结试点经验，并借鉴成熟市场经济国家监管办法，形成了以“准许成本加合理收益”为基础，引入现代激励性监管理念的监管制度框架。
首先，《办法》是在充分试点的基础上制定出来的。2014年，国家发展改革委部署深圳和蒙西开展输配电价改革试点；2015年，将试点范围扩大到宁夏、湖北、安徽、云南和贵州等5省（区）。今年年初，又决定在12个省级电网和华北区域电网开展输配电价改革试点；9月决定进一步扩大试点范围，实现全覆盖。我们与试点省份价格主管部门、国家能源局及其派出机构进行了反复沟通，并邀请中国宏观经济研究院院价格研究所、华北电力大学、中国人民大学专家共同研究，形成了《办法》初稿。
其次，《办法》反复征求了有关方面的意见。2015年，在输配电价改革试点之初，国家发展改革委首先印发了《输配电定价成本监审办法（试行）》，对如何认定历史成本做了规定。根据试点经验，我们起草了《办法》初稿后，反复征求了国资委、人力资源社会保障部、财政部、国家能源局的意见。12月16日-27日，国家发展改革委向社会公开征求了对《办法》的意见。征求意见期间，社会各界人士通过网上留言等方式提出了近800条意见和建议，相关意见建议中肯、全面，对完善办法具有积极的借鉴意义。多数意见认为办法意义重大，科学合理，与国际先进电力监管理念接轨，建议尽快出台。所提具体意见基本已在办法中体现或在修改时采纳，还有一些是在改革试点中需要研究解决的问题，将在改革过程中逐步细化落实。
第三，《办法》合理借鉴了国外经验。对电网企业进行价格监管是市场经济国家通行做法，美、英等国已有30余年的监管经验。一年多以来，我们通过各种方式加强与美国、英国等输配电价监管机构的沟通交流，详细了解各国监管经验、遇到的挑战及解决办法，对《办法》补充完善到。
需要说明的是，输配电价改革毕竟是一个新生事物，核定输配电价过程中还面临很多问题和挑战，我们将在推进改革的过程中，继续倾听各方面的意见和建议，为将来修订完善输配电价成本监审办法和办法打下良好基础，也欢迎社会各界帮助我们工作。
问：去年中央经济工作会议提出降低电力价格，今年中央经济工作会议又提出降低用能成本。《办法》能够降成本吗？
答：“降成本”是供给侧结构性改革五大任务之一，也是推进电力体制改革的重要内容。《办法》遵循了“着力建机制、合理降成本”的理念，在建立科学、规范、透明的输配电价监管机制的同时，努力推动降低工商企业用电成本。2015年以来，通过输配电价改革、实施煤电价格联动、推进电力市场化交易等方式综合施策，已累计降低用电成本1800亿元以上。
一是实施煤电联动机制，降低燃煤机组上网电价，相应降低工商业用电价格。煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004年-2011年曾连续7次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013年以来，电煤价格持续走低，已连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱。其中，2015年4月20日和2016年1月1日，还相应下调了工商业销售电价和一般工商业销售电价，下调幅度分别为每千瓦时1.8分钱和3分钱。两次调价共减少企业用电支出900亿左右。
二是通过输配电价改革严格成本监审，降低电网企业输配电费用。2015年，国家发展改革委在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州开展输配电价改革试点。通过成本监审，核减电网企业不相关资产、不合理成本后，综合考虑未来投资增长因素后，用于降低销售电价的部分约80亿元。目前，我委正在加快审核2016年第一批12个省级电网输配电价水平，从成本监审情况，电网历史成本平均核减比例为16.3%。从输配电价测算情况看，除北京、河北北网受投资大幅增长、售电量增速较低等因素，输配电价有上涨需求外，大多数省级电网的输配电价均将有不同程度的降低，近期我们将陆续批复12个省级电网的输配电价，并由试点省级价格主管部门按规定对外公布分电压等级的输配电价。根据初步测算结果，预计还将较大幅度降低用电企业电费支出。
需要说明的是，由于定价办法规定了平滑机制，北京、河北北网测算出来的输配电价较现行购销差价有了适当提高，但暂时先不调整到位，销售电价继续维持现行水平。
三是推动电力直接交易，降低大用户电力价格。输配电价改革的目的之一，就是通过制定独立输配电价，推动电力市场交易。据测算，2015年全国电力直接交易4300亿千瓦时，按每千瓦时平均降低5分钱测算，减轻了用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，初步测算，2016年电力直接交易将达7000亿千瓦时，按每千瓦时降低6.4分钱测算，全年可降低用电费用450亿元。
四是完善基本电价执行方式，减轻大工业用户基本电费支出。针对用电企业反映在经济下行压力较大、部分企业无法满负荷用电的情况下，向电网企业申请调整基本电价计费方式周期长、限制多，用电负担凸显的问题，6月30日出台了完善基本电价执行方式的改革举措，放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件，电力用户可根据企业实际需要选择最有利的计费方式。据测算，可减轻大工业用户基本电费支出150亿元。
五是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。2015年4月，国家发展改革委发文降低了部分跨省跨区的输电价格，平均降价幅度每千瓦时2分钱，并完善跨省跨区电力市场化价格机制，由送电、售电市场主体通过协商或竞价的方式确定送受电量、价格。2016年，跨省跨区送电价格根据受电省份燃煤标杆电价变动幅度同步降低，将有利于降低受电省份企业用电成本。在原有计划之外，新增跨省跨区用电通过市场协商进一步降低价格。指导北京、广州两大交易中心，进一步组织跨省跨区电力直接交易，将西部地区“弃风”、“弃光”、“弃水”的电力以较低的价格送到东部负荷中心，既降低东部地区用电成本，又促进西部地区可再生能源发展。例如，“银东直流跨区送电直接交易”共成交90亿千瓦时，每千瓦时降价6分钱，减少山东用电企业支出5.4亿元。北京市创新工作方法，由电力公司统一代理（自愿选择其他售电公司代理的除外）郊区工商业用户挂牌采购区外电力，郊区工商电价平均降低2.44分钱，促进了非首都功能疏解。
问：在输配电价改革方面，还将开展哪些工作？
答：目前，我们已经实现了省级电网输配电价改革试点的全覆盖。近期即将公布第二批12个省级电网的输配电价，剩余14个省级电网输配电价成本监审的实地审核即将完成，并转入输配电价测算阶段，预计明年二季度将全部向社会公布。接下来，根据电力体制改革和价格机制改革的总体部署，我们还将开展以下工作：
第一，合理核定区域电网和跨省跨区电网输电价格。华北电网的成本监审工作已经完成，并对输配电价作了初步测算，明年将启动东北、西北、华中、华东等区域电网的输配电价核定；同时，还将合理制定或调整跨区跨省线路的输电价格，促进跨省区电力交易的发展和西部可再生能源的消纳。
第二，指导地方核定地方电网和新增配电网配电价格。为有序向社会资本开放配售电业务，国家发展改革委已经发布了第一批105个新增配电网试点；四川、广西、云南等地还有一些地方小电网。明年，我们将参照省级电网输配电价办法，指导地方科学核定地方电网和新增配电网配电价格。
第三，研究建立常态化监管制度。我们已初步建立了有关电网企业按规定上报日常运行的数据信息，并将以相关信息为基础构建电价监管的数据库，定期对电网企业的投资、生产、运营数据进行核查，不断提高价格监管的科学性合理性。
第四，积极推动电力市场化交易。输配电价改革在“管住中间”建立了制度框架的基础上，也为“放开两头”、推进电力市场化交易提供了重要基础。我们将积极与有关部门一道，共同研究电力市场交易的规则、办法，共同推动建立统一开放、竞争有序的电力市场体系，不断扩大市场决定电力交易、电价的范围，构建主要由市场决定电力资源配置的体制机制。
问：去年，国家发展改革委发布了新的煤电价格联动机制。今年1月1日下调了电价。今年下半年煤价出现大幅上涨，请问明年1月1日还启动煤电价格联动吗？
答：经国务院批准，发展改革委于2015年底完善了煤电价格联动机制。完善后的煤电价格联动机制规定，依据向社会公布的中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算煤电标杆上网电价。每期电煤价格按照上一年11月至当年10月电煤价格平均数确定。本期全国电煤价格指数平均为每吨347.5元，中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。
根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
在当前形势下，煤电标杆上网电价不调整，客观上有利于稳定市场预期，有利于稳定实体经济用能成本，有利于促进煤电行业供给侧结构性改革。我们将密切跟踪电煤价格走势，继续采取释放先进产能、调配铁路运力、推动签订长协、稳定市场预期等措施，推动电煤价格尽快合理回归，促进燃煤发电行业平稳健康发展。
