电力体制改革：输配电价改革面临的困难

电力18讯：

 新一轮的输配电价改革核心是核定输配电价，测算整个输配电价体系，不仅需要核定各类电力用户类别、分电压等级输配电价，还要分析电网投资、电量增长、供电可靠性与输配电价之间的关系。可见输配电价体系的建立涉面广，情况复杂，涵盖电网庞大的资产、多电压等级、多用户类型补贴，以及电网投资和电量增长预测等诸多方面。而临以下四个难点：

 

（一）准许成本认定难

输配电价主要是体现电力经过输电网和配电网所产生的使用成本，《输配电定价成本监审办法(试行)》中规定了准许成本是由折旧|费、运行维护费等输配电服务所必需的相关成本构成。其中折旧费指按与输配电服务相关的固定资产原值和一定折旧率计提的费用，运行维护费指电网企业维持电网正常运行的费用，包括材料费、修理费、职工薪酬和其他费用。由于电网企业内外存在复杂的原辅料供求关系，电网企业资产、劳务和业务繁杂，加上电力生产或输配电企业与电力价格监管部门之间信息不对称，准许成本认定面临重大挑战。

 

有效资产划分难。有效资产是直接提供输配电服务必不可少的各类电网资产，其决定电价构成中的折旧费用和运营维护费用的边界。在过去，电网公司体制已经形成了“三集五大”管理体系，附属公司包括经研院(经研中心)、电科院、送变电公司、检修公司、信通公司、物资公司、培训中心、综合服务中心等。这些单位是否该纳入输配电定价有效资产范围、无偿接收的用户资产是否纳入有效资产等仍需要明确;电气化铁路配套供电工程、可再生能源接入工程、农网改造资产、上划的农电资产等，是否作为其有效资产。以上都是现阶段输配电价核定中面临的难题。另外，由于我国电网企业资产庞大，同时价格监审人员少、海量数据定价测算工作量大，以及监管者与企业信息不对称，要想从庞大的电网资产中准确划分仅用于输配部分的资产，剔除与电网输配电价不相关的历史资产和不应该计入定价成本的支出和费用，短时间内是很难认定的。

 

运行维护费核定难。运行维护费指电网企业维持电网正常运行的费用。从电网企业复杂的架构、庞杂的资本性投入及多层次相互交叉的成本列支中，核定出真正与输配电业务相关的合理成本，也是很难的。一方面，电网运营中存在大量的关联公司交易、与输配电无关的人员经费等事项，以目前的《输配电成本监审办法(试行)》及相关会计、财务政策，很难从电网公司海量的账目中，准确剔除与输配业务无关的费用部分，以及对关联交易的价格水平、输配电人员配置的合理性、工资收入标准确定等一系列问题做出准确的界定，进而对电网企业成本真实、完整、相关、合埋性难以做到实质性审查。另一方面，特高压投资主体众多，既有电网公司总部投资，也有电网区域公司投资，还有省内自身投资、其他省市投资，特高压资产在省内需要传导的代维修费用较多。但是，特高压部分资产存在资产设备在省内，资产产权归属在电网总部或其他公可，不能核定为所在省电网有效资产，导致代维修费用无法传导。

 

（二）成本归集和分摊难

目前，我国输配电成本的统计管理还比较粗放，很难适应在新输配电价形成机制下的精细化测算数据要求。比如，电网企业的一些资产同时服务于不同电压等级的用户乃至同一电压等级不同类用户，需要归集或分摊到各电压等级的输配电成本中。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。然而我国分电压等级负荷统计尚未开展，加上我国电网管理基本上还是输配售一体，受到负荷、输送总量、投资成本跨区跨省输送等问题影响，按照不同电压等级和用户类型进行成本归集和分摊是一个大挑战。

 

（三）交叉补贴厘清难

合理的电价结构应是各类用户的电价水平对其供电的成本真实合理反映。如果某类或某个用户的电价高于或低于供电成本，而由其他用户承担，则形成了电价“交叉补贴”。我国现行的销售电价体系存在多方面的价差补贴问题：一是不同电压等级电力用户之间的供电成本交叉补贴;二是同一电压等级不同电力用户之间的供电成本交叉补贴;三是一省内不同地区电力用户之间的供电成本交叉补贴。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別统一制定销售电价，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，光伏电力交义补贴等电价交叉补贴，这些补贴具体来自哪些环节、到底有多少钱，就像黑匣子一样，是输配电价改革遇到的又一个难题。

 

（四）未来电网投资和电量增长预测

输配电价主要由历史成本、权益资本收益率、电量增长水平和未来三年电网新增投资4个因素确定。前两个因素易确定，但电量增长水平预测和新增投资确定的难度却很大。按照现有的输配电价定价方式，电网将加大投资力度进而增加收益，甚至有不少地方政府为拉动经济增长，错误地把电网投资当成一般性投资项目乃至招商引资项目。在电网投资大幅度增加的情况下，电网的投资一定会体现为成本，成本一定要通过电量的增长和电价水平的制定来回收，如果电量增长达不到预期，输配电价大幅度上升属于必然现象。为稳定输配电价水平，价格管理部门会控制电网投资规模，在核价过程中会对电网投资计划提出更严格、更细致的要求。而地方政府希望加大电网投资来拉动经济增长，却不希望电价上涨，这样很可能出现压低输配电成本核价参数的情况。同时我国地区间电网建设步伐不一致，对电网投资的需求也存在差异。因此，对未来电网投资和电量增长预测不是一件简单的事。

 

因此，输配电价改革难，是难啃的硬头中的硬骨头。难在电网企业一直高度垄断，资产庞大;难在中国各地地域差异大，各地情况不一样;难在电网企业承担电力普遍服务，边远地区和农网改造建设投入大，收回成本慢;难在电力输配企业与政府监管都门之间信息不对称，监管力量和能力有限等。

 

独立核定输配电价是一项复杂的系统工程，不仅需要建立新机制，采用和规范新核价方法，以及大量的测算分析等工作，而且还要与相关电力市场建设工作协调推进。

 

总之，推进输配电价改革，加强对电网企业输配电价监管，不仅对中国改革者、监管者是一项重大难点，对世界各国监管者也是共同面的一项重挑战。

 

输配电价改革已由2014年深圳、蒙西试点,2015年推到安徽、云南等五省,2016年又进而推到12个省级电网和一个区域电网，2017年上半年省级电网输配电价改革做到了除西藏外的全覆盖，并提出下一步要核定全部区域电网和跨省跨区输电线路。输配电价改革已取得重大进展，积累了重要经验。输配电价改革初期遇到的历史成本认定、成本归集与分摊等难点，随着改革实践的推进，许多难点已有了答案。旧的难点破解，新的难点也会随之出现，比如交叉补贴核算更加精细，对电网企业成本管制与激励机制的双建立，对电网投资做到更加科学合理，对输电线路怎么提高效率，对未来电网投资和电费预测更加准确等，都需要在进一步改革实践中去解决。

 

(本章作者：周业静，中国社会科学院研究生院投资经济系2015级硕士研完生。)

 

参考文献

[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[J].价格理论与实践，2016(11).