作者：国网湖北省电力公司经济技术研究院电价改革课题组

　　张维 周小兵 陈梦 王莉琳 侯婷婷

　　2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号，标志着我国新一轮电力体制改革全面提速。9号文提出了“三放开一、独立、三强化”的改革重点并且明确将“推进电价改革”排在近期改革任务的第一项。

　　2014年11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国输配电价改革试点。12月31日，国家发改委批复了深圳输配电价，自2015年1月1日起执行。2015年4月，国家发改委又正式发文，明确将安徽、湖北、宁夏、云南四省区纳入新一批输配电价改革试点。

　　1 深圳输配电价改革试点方案要点

　　1.1 改革的目标与原则

　　改革的目标：建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进电力市场化改革。

　　改革的原则：深化改革、促进发展、强化监管、公平负担、积极稳妥。

　　1.2 输配电价核定

　　输配电价改革试点范围为深圳供电局有限公司的共用网络输配电服务价格，监管周期为3年。按成本加收益的管制方式核定电网企业准许收入，总收入核定以有效资产为基础。有效资产指电网企业为提供输配电服务所必需的各项资产，不包括应与电网企业分离的辅业、多经及三产资产等。总收入的核定方法为：

　　准许收入=准许成本+准许收益+税金

　　输配电价=准许收入÷输配电量

　　其中，准许成本包括折旧费、运行维护费。折旧费按照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核定运行维护费包括材料费、职工薪酬、修理费和其他费用等，由政府价格主管部门结合历史成本数据、成本监管要求，分项确定各项费用的定价成本上限。

　　准许收益等于可计提收益的有效资产乘以加权平均资本成本。可计提收益的有效资产是指由电网企业投资形成的、可获取投资收益的有效资产。用户或地方政府无偿移交等所有非电网企业投资形成的资产，不计提投资收益。

　　准许收益等于可计提收益的有效资产乘以加权平均资本成本。可计提收益的有效资产是指由电网企业投资形成的、可获取投资收益的有效资产。用户或地方政府无偿移交等所有非电网企业投资形成的资产，不计提投资收益。

　　税金包括企业所得税、城市维护建设税、教育费附加。

　　1.3 平衡账户与调整机制

　　电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过设立平衡账户进行调节。多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。

　　监管周期内若某个年度电网企业预测新增的固定资产与实际差异不超过20%(含20%)时，其差额在下一个监管周期予以调整。若变动差异超过20%，则调整本监管周期内电网企业的准许收入和输配电价。

　　在一个监管周期内，如果电网实际成本低于核定的准许成本则节约部分的50%留给企业，并在下一监管周期核价时予以适当考虑。

　　政府价格主管部门会同相关电力行业管理部门等制定考核电网企业运营效率和服务质量的奖惩机制。

　　输配电价平衡账户盈亏超过当年输配电准许收入的60%时，相应对执行政府定价电力用户的销售电价进行调整。

　　1.4 配套改革

　　建立独立输配电价体系后，积极推进发电侧和销售侧电价市场化。鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应适度包含交叉补贴的成本。

　　2 深圳改革试点实施情况

　　成本、收益和投资核定情况。深圳试点，中定价折旧率低于实际折旧率，导致深圳公司折旧费被大幅核减。运行维护费据实核定且未超过政府规定的成本上限。投资受到政府的严格审核，核减率20%~30%，核减后深圳公司2015年投资约37亿元。核定的权益资本收益率和债务资本收益率略高于实际值，因此核定的准许收益略有提高。

　　输配电。价国家发改委批复深圳电网2015~2017年平均输配电价(含税、不含线损和政府基金及附加)分别为0.1435、0.1433、0.1428元/千瓦时，比2014年实际水平低1分千/瓦时。其中：核减存量资产折旧费降低约1分千/瓦时，核减增量电网投资降低约0.5分千瓦/时。核增电网准许收益提高约分千瓦时输配电价未包括广东电网输电成本，没有考虑广东省地区间电价交叉补贴，输配电价未直接应用于大用户直接交易。

　　销售电价、线损。国家发改委要求广东省发改委根据2015年输配电价下调情况，提出降低深圳市电力用户销售电价方案并尽快实施。核定深圳电网综合线损率为4.1%实际运行中线损率超过或低于4.1%带来的风险或收益由深圳电网企业承担。

　　3 输配电价改革对电网企业的影响

　　3.1 对经营模式的影响

　　交易模式上，电网企业从市场交易主体变为输配电服务商，市场控制力减小。原来电网企业作为单独买方和单独的卖方直接参与市场交易，改革后将逐渐削弱电网企业的买电、卖电职能，电网企业向发电企业与电力用户之间的服务提供者转变，电网企业立场将更加中立，控制力减小。

　　盈利模式上，电网企业从购售差价模式变为成本加收益模式，使收益更加稳定。原来电网企业收入取决于销售电价与上网电价的差价，这种盈利模式依赖售电量增长，要求企业在购电环节优化购电结构减少购电成本，在售电环节增供扩销增加售电量。改革后采用成本加收益的方法核定准许收入，在控制合理成本的前提下，可以保证电网企业资产取得稳定的收益,但售电量增长和购电成本下降将无法增加企业当期收入。电网企业从省外购电的积极性将下降，可能会影响可再生能源的消纳。

　　政府对电网企业的直接监管大大强化，电网企业成本和投资将受到严控。改革前电网企业的人、财、物资源及电网投资主要由国网公司或南网公司总部进行集约化管理，政府和监管机构对电网企业的监管是局部的、间接的。改革后，政府有关部门将对电网企业的核心资源进行全面、直接、事前的监管，要求电网企业提供真实、充分的成本、资产、投资等相关信息及证明材料，并进行严格的事前审核。在这种直接监管方式下，将对电网企业的资产管理、成本管理和电网投资产生显著影响。

　　3.2 对资产管理的影响

　　在成本加收益管制模式下，有效资产是决定准许收入的最重要因素。一方面，有效资产与政府核定的投资回报率决定了准许收益;另一方面，有效资产与折旧率、运行维护费率决定了准许成本。

　　多经、三产单位资产无法纳入有效资产。深圳试点方案规定的有效资产，是电网企业为提供输配电服务所必需的各项资产，不包括应与电网企业分离的辅业、多经及三产资产等。因此，电网企业部分非主业二级单位比(如酒店、医院等)的资产很难被纳入有效资产范围。

　　无偿接收的用户资产和上划县资产无法计提收益。为规范用户供配电设施的运行和维护管理，很多地方政府出台了办法，规定将部分用户投资建成的资产(包括城市电缆入地等工程、居民小区供电配套工程、企业专变输变电、配电、计量资产等)无偿移交给电网企业运行管理。近几年，地方政府积极推动地方电网资产上划，各省电力公司陆续接收了一些地方电网资产。按深圳试点方案精神，这些资产将无法获取准许收益。但电网企业接收的上划资产中还包括大量的债务，如何偿还这些债务的利息是一个需要在有效资产核定中明确的问题。

　　对资产细化核算和实物管理的要求提高。开展有效资产核定，必然要求电网企业各单位对资产分电压等级、分类细化核算，账卡物一致，对电网企业的资产管理提出了更高的要求。

　　3.3 对成本管理的影响

　　运行维护费和折旧率存在被核减的风险。深圳试点方案规定，准许成本中的修理费、其他费用上限值分别按企业固定资产原值的1.5%和2.5%计算。由于成本比率上限一般参照先进水平制订，低于大部分电网企业实际修理费和其他费用占固定资产原值的比例，因此，核定准许收入时，超过上限的修理费、其他费用存在被核减的风险。按深圳试点方案规定的折旧年限计算，综合折旧率应该在6%以下，而目前电网企业实际折旧率普遍在8%以上，比核价折旧率至少高两个百分点，在核定准许成本时折旧费面临大幅核减。

　　平均工资超过行业平均水平将带来职工薪酬调减的压力。深圳改革方案规定，按照“企业定员”、参考“当地电力、燃气及水的生产和供应业在岗职工年人均工资水平”来核定电网企业职工薪酬。由于历史原因，目前电网企业平均工资普遍高于当地电、燃、水行业平均水平，而且还有一些省电力公司主业用工量超过定员标准。因此，核定准许成本时，职工薪酬存在调减压力。

　　电网企业部分成本科目未纳入试点方案规定的成本范围。深圳试点方案规定了其他费用的范围，但是未涵盖电网企业在其他费用中列支的部分项目，包括：委托运行维护费、研究开发费、会议费、设备检测费、技术使用费、电力设施保护费、生产车辆使用费、公务车辆使用费、取暖费、广告宣传费、租赁费等。这些费用属于电网企业正常开支，也符合国家电网公司电网企业财务管理规定，但核定输配电价时能否列入准许成本存在不确定性。

　　3.4 对电网投资的影响

　　企业投资规模将受控制，电网难以超前发展。改革后，电网企业电网投资不能完全由企业自己决定，需受到政府有关部门的严格监管。投资和资产增长过快，将推高准许成本和准许收益。带来输配电价上涨的压力。为了抑制输配电价上涨，政府有关部门将严格控制电网企业投资规模，保持投资规模与售电市场协调增长。

　　投资增长过快可能导致成本被过度核减。投资和成本共同影响输配电价水平，在电价空间有限的情况下，可能出现“跷跷板”效应，即如果投资增长过快占用较多的电价空间，可能导致成本在核价时被过度压减。

　　建设投资管理程序需要更加规范。输配电价改革以后，电网规划的重要性将更加凸显，政府对规划的指导作用会进一步强化，电网企业所有电网建设项目均须纳入规划，规划以外的投资项目将无法核定为有效资产。电网规划和企业年度投资计划须经过政府有关部门审批。

　　4 电网企业收入和输配电价的变化趋势

　　准许收入随资产增长，结构将发生变化。准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。目前电网企业运行维护和折旧费普遍超过成本上限，改革后短期内准许成本将低于目前实际成本;准许收益包括利润部分和债务利息部分，由于试点方案规定的权益资本收益率高于电网企业实际利润率，债务资本收益率高于实际债务资金成本，因此改革后电网企业准许收益将会略有增长。从长期来看，准许收入将与有效资产同步增长。

　　输配电价的升降取决于政府的改革目标。影响未来输配电价水平的主要因素有三个：一是投资规模;二是成本核减;三是售电量增长。其中，第一个因素推升电价，后两个因素拉低电价。从理论上来说，最理想的情况是保持投资与售电量协调增长，确保输配电价稳定、小幅下降。但我国电网仍处于快速发展期，建设坚强智能电网需要大量投资，而近期用电增长放缓，造成在一定时期内电网投资需求增长可能高于售电量增长，也会带来输配电价上涨的压力。在实际核价时，输配电价的升降取决于政府有关部门的政策目标。如果目标是电价不涨甚至下降，在核价时将会大幅度压缩电网“超前”投资并核减电网成本;反之，如果目标是促进电网发展，就会允许输配电价合理上涨。

　　增供扩销不影响当期准许收入。增供扩销可以增加当期收入，但超过准许收入部分将进入平衡账户，平衡账户盈余过多可能导致降低未来输配电价，所以从表面上看，增供扩销并不像改革前那样能够带来直接的当期收益。

　　增供扩销为电网企业未来投资和资产增长提供空间。电网投资带来的资产增长是电网企业准许收入增长的主要推动力，而政府部门在核定未来电网投资时，考虑的主要因素就是售电市场的增长情况，有电量增长才有资产增长，有资产增长才有收入增长。因此，改革后营销工作的重要性并不会下降。

　　从长远看，售电侧放开将使电网企业营销工作面临激烈的市场竞争。按9号文规定，售电侧将有序放开，电网企业对售电市场的影响力将逐渐降低。带有公益性的用户(居民、农业、重要公用事业和公益性服务部门，约占售电市场的20%~30%)仍由电网企业供电，其他的70%~80%售电市场逐渐开放给各类市场主体。电网企业营销环节普遍存在人员多、包袱重的问题，并没有明显的竞争优势，面临着优质客户流失、市场份额下降的风险。

　　5 对输配电价改革的思考

　　5.1 关于改革的外部环境

　　当前推进输配电价改革的外部环境偏紧，具体表现在以下两方面：一是社会公众存在片面的降价预期。一直以来，电网企业因垄断经营、成本不清而为人诟病，使得社会公众片面地认为输配电价存在较大的降价空间。国家发改委批复的深圳输配电价，比2014年电价每千瓦时下降了0.0123~0.013元，这就更加强化了社会公众的降价预期。

　　事实上，我国输配电价占终端销售电价的比例偏低，电网建设长期滞后，而电网企业利润率低，电网投资无法取得合理的回报。此外，我国用户终端电价很大程度上取决于上网电价或一次能源价格，从我国资源性产品价格改革的方向来看，未来资源性产品价格改革的目标是使价格反映资源的稀缺性，用价格调整资源产品的需求，因此从长期看，资源性产品价格包括电价存在逐步上涨的趋势。这就与社会公众普遍存在的降价预期存在较大差距，二是社会公众对电网企业承担的社会责任认识不足。我国电网企业作为具有公益性质的特殊企业承担着很多社会责任：为经济社会发展提供安全、可靠、优质的电力保障;建设坚强智能电网、消纳可再生能源、促进节能减排;在重大突发自然灾害面前，维护公共安全和公众利益;坚持电力普遍服务、解决无电户的用电问题。电网企业始终将社会效益放在第一位，而将本企业的经济利益放在第二位，而社会公众对电网企业的特殊性认识不足。

　　输配电价，改革重在强化监管、完善机制，其目的并不是简单地降低电价改革后各电网输配电价是升是降，取决于政府核定的电网成本和未来投资情况。建议政府有关部门加大输配电价改革的宣传力度，帮助社会公众深入理解改革的目的意义，正确引导复合储能在主动配电网中的容量配置"