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1、王风云 苏烨琴 李啸虎 电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究 内容提要：2015 年以来，国家启动的新一轮电力体制改革，旨在通过改革明晰电力成 本构成，完善电价形成机制，逐步打破电网公司输配售一体化垄断经营的现状，有序放开发 电和配售电的竞争性业务，实现电力市场充分竞争。理顺输配电价是电力改革的关键环节。 本文解析我国输配电价核定方法， 研究电价测算参数的相互影响关系， 深入剖析电价交叉补 贴、分电压等级核定输配电价、电力企业有效资产范围、跨省资产处理等的测算难点，并提 出理顺输配电价的对策建议。 关键词：电力企业；输配电价；准许成本；准许收益 2015 年开始的新一轮电力体制改革，是 我
2、国电力体制厂网分开改革后的延续，是进 一步促进电力交易市场化、激发电力企业活 力、发挥市场在资源配置中决定性作用的一 次重要改革。此次改革的重点是要“管住中 间”的电网输配电环节，放开发电端、售电 端的竞争。通过核定输配电总准许收入，加 强政府对电网的监管，使电网公司的经营转 变为成本控制和资产管理水平的提升。由于 输配电总准许收入在电力交易中主要以输配 电价来体现，因此核定输配电价成为此次电 力改革的关键。 电力交易的市场主体主要有发电企业、 输电企业、电网调度、配售电公司和电力用 户，在交易各环节形成了上网电价、输配电 价和销售电价。其中，输配电价在电力产品 价值链中更多地反映电网公司的普
3、遍服务功 能，相对不具备竞争条件。独立的输配电价 是形成电力市场化机制的重要前提。输配电 价核定后，电网公司可公平对待电力市场的 交易主体，通过主动服务和提升内部管理来 提高效益；区域发电企业也具备了相同的竞 争环境，会鼓励发电企业进行技术创新和成 本控制来提高竞争力；还会因售电侧放开以 及增量配电业务放开，提供大量的就业岗位， 带动活跃的科技型售电企业开展电力需求侧 管理和能效管理，整体促进电力用户的节能 减排和产业升级。因此，核定输配电价不仅 能全面明晰电网资产及经营状况，分析电力 的成本构成，从而完善电价形成机制；也是 发电侧市场和用电侧市场充分竞争的前提条件。理顺输配电价有助于打破行业
4、垄断，解 决制约电力企业健康发展的矛盾与问题，促 使电力行业开展市场化竞争。 一、输配电价研究综述 随着我国电力改革的不断深入，作为电 力改革的中间环节输配电价问题日益受 到学者和业界的关注。尤其是 2014 年以来， 有关输配电改革的研究取得了比较丰硕的成 果，相关研究可以分为以下三方面。 1. 输配电管制问题研究。 李昂等（2016）基于让 梯诺尔提出的条 件约束下的激励机制，建立了以第三方企业 为监管执行者的机制，解决输配电成本核算 及申报过程中可能出现的信息不对称等问 题，实现对电网企业约束与激励。王风云等 （2015）从风险辨识与内部控制的角度，探 讨了电力企业内部控制体系的建设，通
5、过识 别管理流程中风险点与控制点，使电网企业 控制风险、增收节支、成本监控、提高盈利 能力。完善（2012）分析我国输配电成本监 管必要性及输配电成本监管中存在的问题， 结合国外输配电成本核算和监管经验提出了 我国亟待解决的关键问题。 2. 输配电价形成机制和定价方法研究 蔡建刚等（2014）在激励相容机制基础 上构建了输配电企业管制定价模型，在维护 消费者的利益的同时还确保输配电企业不亏 损，为我国输配电定价形成机制提供了理论 依据。董鹤云等（2016）运用 Choquet 积分 方法构建了基于投资成效评价模型的输配电 有效资产核定方法，对输配电工程的投资成 效进行多元主体评价，核定计入输配
6、电有效 资产的数额，引导输配电企业理性投资。韩 勇等（2011）构建同时率和负荷率的高峰增 量负荷计算模型，依据高峰增量负荷与各电压等级所承担的最终平均增量成本，对分电 压等级输配电价进行计算。实例分析结果表 明这种定价方法有利于消除电价交叉补贴， 使各类型用户和各电压等级用户所承担的电 价更加合理。 3. 发达国家输配电价相关问题及借鉴研 究 白玫等（2016）对三个主流输配电价管制 模式和经验进行归纳总结，输配电定价管制 的基础是谁受益谁付费，发达国家普遍对输 电成本与定价、配电成本与定价进行分开管 制，设计的输配电价改革方案值得我国借鉴。 施子海等（2016）分析美国电力价格形成机 制和
7、输配电价监管制度，基于美国改革的经 验和结合我国的国情，研究认为要完善输配 电定价成本监审办法，推进成本和定价过程 公开，实行两部制电价，提高电力系统整体 效率。 现有文献对我国输配电管制、输配电价 定价机制和定价方法等问题进行有益的研 究，取得一定的研究成果。但是对当前我国 输配电价测算参数关系、我国电网企业资产 形成的复杂性、电力实际数据对分电压等级 输配电价测算的影响、电网各类型企业业务 多样性、各地电价政策的差异性等长期困扰 电力改革的难点问题还需深入研究。本文在 现有文献研究的基础上，针对我国输配电价 核定方法，厘清输配电价测算参数关系，依 据我国电力市场现状剖析输配电价核定难 点，
8、提出理顺输配电价的对策建议。 二、输配电价核定方法及主要参数影响 （一）电改下输配电价核定方法概述 根据国家发展改革委关于印发电价改 革实施办法的通知（发改价格2005514 号）、国家发展改革委国家能源局关于印 发输配电定价成本监审办法（试行）的通知 （发改价格20151347 号）等规定，输配电 价总水平与两个参数有关：输配电总准许收 入和总销售电量。输配电总准许收入测算的 核心是有效资产。现有电网资产与为提供输 配电服务的关系，决定了是否被归为有效资 产，也决定了电网公司输配电总准许收入高 低；总销售电量实质反映电网管理成效，在 输配电价格结构分电压等级核定时，输送电 量直接决定了此电压
9、等级效益。 1.输配电准许收入 准许收入由准许成本、准许收益和税金 构成。 （1）准许成本包括折旧费和运行维护费。 由于电网公司资产庞大，折旧费对准许成本 的影响大，运行维护费相对影响较小。 （2）准许收益包括可计提收益的有效资产 和加权平均资本收益率。由于加权平均资本 收益率可由政府部门决定，可计提收益的有 效资产就成为准许收益高低的关键。 （3）税金包括企业所得税、城市维护建设 税和教育费附加，相对较明确。 2.各电压等级输配电价核定 我国电压等级较多，大致分为特高压交 流 1000 千伏、 特高压直流800 千伏； 超高压 交流 750 千伏、500 千伏、330 千伏、直流5 00 千
10、伏、400 千伏；交流电压 220 千伏、11 0 千伏、35 千伏、10 千伏、不满 1 千伏等等 电压等级，各省按照区域现有电压等级分类 核定。核定分电压等级输配电价，可按电压 等级对应的资产应直接归集，不能对应资产 的公共成本应按分电压等级资产原值比例合 理分摊。 3.平衡账户 国家通过设立平衡账户进行收入调节， 电力改革后，电网业务收入由政府实行准许 总收入监管。电网售电量、发电上网电价、 用户售电价格波动等，对电网公司的效益影 响变小。实际售电量增长后，形成的增量效 益不再归属于电网企业；实际售电量减少， 造成的亏损也可通过平衡账户予以弥补。 （二）输配电价主要参数间的相互影响关系
11、从目前国家制定的准许收入核定规则来 看，核定输配电价主要参数是有效资产和折 旧率。有效资产由政府价格主管部门核定， 包括固定资产净值、流动资产和无形资产三 部分；折旧率是固定资产折旧额与固定资产 原始价值比率。折旧费是电网企业按政府价 格主管部门核定的输配电固定资产原值和定 价折旧率计提的费用。有效资产的范围决定 了折旧费和运行维护费。准许成本中的折旧 费对准许收入影响最大；准许收益中可计提 收益的有效资产需要乘加权平均资本收益率，对准许收入的影响次之。从实际测算结 果来看，折旧费提高后，虽然可计提收益的 有效资产降低，但是准许收入会增加。 电网企业通过提高输配电价来增加经营 收入，主要缘于有
12、效资产增长和折旧费提高。 一方面，电网投资可增加有效资产。政府部 门如果不加约束，电网企业将有超规模投资 增加有效资产的冲动，结果可能会带来大量 不符合实际电力需求的资产。另一方面，在 输配电价核定中，电网公司执行的折旧政策 是至关重要的。折旧率偏高，将影响电网公 司有效资产的积累；折旧率偏低，不能保障 电网投资能力。电网投资和折旧率的影响关 系大致有三种情况：一是高投资高折旧。高 投资将增加资产规模，对现金流有较大压力。 在这种情况下，采取高折旧率策略，将缓和 现金流压力，总体会推高输配电价峰值水平； 二是高投资低折旧。高投资将增加资产规模， 采取低折旧率策略，将进一步增加现金流压 力，提高
13、资产负债率水平，但会一定程度上 降低输配电价峰值水平；三是低投资低折旧。 低投资，资产规模减少，采取低折旧策略， 电网公司现金流压力将大幅降低，输配电价 水平降低。但低投资也可能造成电网发展减 速，不能有效支撑经济发展。因此，采用何 种投资与折旧策略，对电网公司有效资产积 累和长期效益影响显著。电网公司财务折旧 率必须与电网投资计划紧密结合，同时还需 要依据电网投资需求和自有资金情况确定策 略，否则，对现金流会造成较大压力。 如果从 2016-2030 年长周期来看，在售 电量年均增长 5%的情况下， 假设其他参数固 定不变，例如运行维护费、税金等为固定参 数，在一定时期内电网投资保持高位时，
14、输 配电价会有一定的上升。但由于电网投资难 以持续保持高位，随着边际效益递减和投资 趋缓，输配电价后期将逐年下降，最终趋于 平衡。期间，电网公司现金流会随着电网投 资呈现紧松波动态势。为保障电网投资现金 流，电网公司资产负债率在投资达到高峰之 后将逐年下降。 三、电改下输配电价核定难点 核定省级共用电力网络准许收入和输配 电价是电价改革的重点内容。测算省级输配 电价体系，首先，需要核定各类电力用户类 别、分电压等级输配电价；其次，需要建立 跨区跨省输电价格传导机制，确保跨区跨省 电网投资运营成本适时传导至省级电网；最 后，需要分析电网投资、电量增长、供电可 靠性与输配电价之间的关系，建立可促进
15、电 网持续健康发展的机制，最终支持电力市场 交易。输配电价体系的建立牵涉面广，情况 比较复杂，涵盖了电网庞大的资产、长期的 政府定价、多重的行政审批、社会化用电矛 盾、地方性用电差异等方面，主要面临以下 六个难点： （一）电价交叉补贴问题 长期以来， 我国销售电价实行政府定价， 各类电力用户的价格水平与实际供电成本有 差距，形成了结构复杂、数额庞大的电价交 叉补贴。我国以省为单位分用户类别统一制 定销售电价，销售电价按用户行业类别和承 受力定价。城市用户电价高补贴偏远农村用 电，工商业电价高补贴居民用电和农业用电， 省内发达市县电价高补贴欠发达市县用电， 高电压等级用户承担相对高电价补贴低电压
16、 等级用户，同类工业用户非优待电价用户补 贴优待电价用户，光伏电力交叉补贴等电价 交叉补贴，这些现象广泛存在。输配电价改 革如果不能同步研究电价交叉补贴的计算方 式、申报流程、回收途径和平衡账户机制等 问题，势必影响可交易售电市场的规模，对 居民、农业等管制用户电价水平的基本平稳 造成波动。 （二）分电压等级电量传导问题 电力市场改革要求建立分电压等级的输 配电价，逐步制定体现位置信号节点的输配 电价。核定分电压等级输配电价的关键，是 将应回收的费用合理分摊至各电压等级，使 输送过程中的各级线路损耗、输送电量与相 应的输配电价对应。各电压等级用户能合理 确定要使用的电压等级，使用户最终承担的 输配电价与实际单位供电成本基本一致。国 外通常采用峰荷责任原则按负荷进行传导， 我国分电压等级负荷统计尚未开展，短期内 只能采取按各电压等级之间输送电量关系进行传导。由于我国电网管理基本上还是输配 售电一体，受到负荷输送总量、投资成本、 跨区跨省输送等问题影响，为保证成本费用 全部回收，一般都采用将各电压等级
