输配电价改革：深圳经验难复制 电网身份须明确

　　如今人们提起国家电网，很多人眼前出现的是一个总资产将近3万亿元、投资跨越金融、制造、矿业、地产等多个领域的超级自然垄断集团。所以当国家发展改革委 15日印发《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》(以下简称《通知》)，在深圳市、内蒙古西部试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省(区)列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价之后，有人认为电网的“好日子”结束了，不能再“一手买电、一手卖电”。而当垄断不再，通过市场化竞争，电价下降的日子也将不再久远。

　　但事实很可能并非如此。输配电价改革指的是国家按照准许成本加合理收益的方法对电网进行“算账”，这个算出来的数字就是电网的过网费。在直购电的模式下，用户只需要与发电方直接商定价格，直接交易，双方谈妥后再向电网缴纳过网费即可。国家发展改革委能源研究所原所长周大地在接受中国经济导报记者采访时表示，此轮输配电价改革的关键问题在于，何为准许成本和合理收益?在“一手买电、一手卖电”的前提下，电网的利润与很多人的想象中的“暴利”有很大的差异：根据2013年国家电网的审计报告，2013年国网的收入是2.05万亿元，净利润517亿元，净利润率只有2.5%，净资产收益率只有4.7%。那么核定输配电价之后，电网的合理收益是应该比这个水平高还是低?如果比这个水平还高，那么输配电价几乎不可能像深圳一样降下来。

　　何为准许成本和合理收益?

　　在此轮输配电价改革中，已经成为试点的深圳电网输配电价分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，2015年比2014年每千瓦时0.1558元下降1.23分。

　　这个输配电价是如何算出来的?2005年3月国家发展改革委颁布的《输配电价管理暂行办法》表明，电价改革初期，共用网络输配电价由电网平均销售电价(不含代收的政府性基金)扣除平均购电价和输配电损耗后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。

　　在成本加收益管理方式下，政府价格主管部门对电网经营企业输、配电业务总体收入进行监管，并以核定的准许收入为基础制定各类输、配电价。那么，如何核定准许成本和准许收益就很关键。准许成本由折旧费和运行维护费用构成。其中，折旧费以政府价格主管部门核准的有效资产中可计提折旧的固定资产原值和国务院价格主管部门制定的定价折旧率为基础，运行维护费用原则上以电网经营企业的社会平均成本为基础核定。

　　以2012年华东电网的输配电价为例，能源局华东电监办发布的2012报告显示，输配电成本(含财务费用、农网维护费)为1811亿元，同比增加33%;单位输配电成本159.97元/千千瓦时。

　　在1811亿元的成本构成中，31.83%是折旧，其他费用占29.19%，职工薪酬占12.21%，材料费占7.94%，修理费占8.71%，财务费用占4.07%，委托运行维护费占3.47%，输电费占2.58%。

　　按规定，电网的准许收益等于有效资产乘以加权平均资金成本。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(包括土地使用权价值、专利和非专利技术价值)三部分，不含应当从电网经营企业分离出去的辅业、多经及三产资产。

　　经过这样的核算，深圳试点的输配电价较之前电网“一手买电，一手卖电”的方式降了下来。“但深圳毕竟是个小地方，没有外送电源。而且由于历史原因，深圳电网相对独立、单纯，所以输配电价的核定比较容易，它的试点经验能不能复制，还要看其他地方的试点情况。”周大地告诉中国经济导报记者。

　　试点主要涉及电力外送大省

　　正是由于深圳电网的相对独立，此次试点拓展到了包含国家电网与南方电网在内的东、中、西部地区。据国家发展改革委价格司电力处处长万劲松介绍，上述几个试点省区分别处于我国的东、中、西部，南方电网和国家电网各有试点省，试点的覆盖非常具有代表性。

　　除上述这4个试点省区外，国家发展改革委还部署，没有参加试点的其他省区，要同步开展输配电价摸底测算，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，初步测算输配电价水平，研究提出推进输配电价改革的工作思路。

　　“这些省区有几个特点。首先，位于不同的区域，在各自的区域总具有一定代表性。其次，这些省区都需要向外送电，如宁夏需要向东部输电，安徽需要向华东地区输电，云南的水电也有外送问题，湖北有三峡电站。在这些省区进行试点能更好地反映输电成本。第三，这些省区的资源禀赋不同，电源构成也不同，分别有水电、火电、风电以及光伏发电等，把它们加起来几乎能涵盖我国所有的发电方式。”周大地表示。

　　分别来看，宁夏拥有世界首个±660千伏直流输电工程——银川东至山东直流输电工程。宁夏每年输送往山东的电量，相当于青岛地区现有网供能力的80%、山东电网年均用电负荷的9%。

　　世界首个同塔双回交流特高压线路工程——皖电东送1000千伏特高压交流示范工程，该工程位于安徽，该工程运行1周年时，输送电量超过200亿千瓦时，合计输送容量超出上海用电负荷，将电力源源不断输送到华东地区。

　　而在经历了多年水电大建设之后，近年来云南开始“急于”为富余电量找到更多的消纳出路。目前，南方电网通过3条直流通道累计外送云南电量达1000.4亿千瓦时，约占云南累计送电量的35%。

　　湖北地处华中腹地，是三峡电力外送的起点、西电东送的通道、南北互供的枢纽，湖北电网20余条500千伏及以上交直流输电线路分别与华中地区和其他区域电网连接，是全国联网的中心。

　　改革之后输配电价未必能降

　　从以上分析不难看出，第二批试点的4个省区电力输送情况远比深圳一个城市来得复杂。如何核算这些省区电网的准许成本和合理收益必然也更加困难。在改革之后，它们的输配电价能否像深圳一样下降?

　　“所以说深圳其实是一个特例。在国家电网垄断的情况下，电网的收益率其实都相当低，一旦它不垄断了，如何控制它的收益是个非常难办的问题。如果还把它当做公司，那么就得让它盈利。如果不把它当做公司，而是变成国家单位或者公益性机构，那么以后电网的建设由谁来完成?怎么进行投融资?”周大地表示。

　　事实上，目前国家电网每年的利润与很多人想象中的“暴利”有着不小的差距：国网能源研究院相关专家在接受中国经济导报记者采访时表示，上网电价上调1分钱，国网就损失400亿。国网受调价影响最大的是2008年和2009年。2008年适逢煤价大幅上涨，发电企业大面积亏损，当年7月1日和8月20日国家发展改革委两次上调上网电价，其中上网电价平均提高了4.14分/千瓦时，输配电价平均提高了0.36分/千瓦时，而销售电价平均只提高了2.61分/千瓦时。2006年、2007年国网净利分别为178亿元、347亿元，2008年收入增到1.14万亿元，但净利润只有46亿元。2009年影响更甚，据报国资委披露当年国家电网全年亏损23.4亿元。

　　当然这样的亏损并不会持久，从国网的审计报告看，2010年至2013年这4年的盈利又恢复并超过以往水平，净利分别为324亿元、389亿元、804亿元、517亿元。在利润率趋于稳定的2013年，由于资产过于庞大，国家电网的净利润率只有2.5%，净资产收益率只有4.7%。

　　所以周大地认为，输配电价改革的目的并非是降电价，而且即使有这方面考虑，效果也很有限。在试点的探索道路中，重点应该放在如何一步步调整电网的“身份”，单单改变它的经营方式并不真正解决问题。

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　　输配电价核定：绩效激励法优于成本加收益法

　　输配电价成本不清有以下三方面的原因：其一是动机问题。监管与被监管企业信息非对称性在世界各地包括西方发达国家都是个比较头疼的问题，所以电力体制改革要解决的一个重要问题就是信息的非对称性问题。企业有企业的利益，监管有监管的职责，为了维护自身的利益，电网企业不愿意公开成本有其动机。其二，电网公司目前主业与辅业不分，竞争与非竞争业不分，输配之间不分，成本系统比较庞大，这是复杂性因素引起的，待改革主辅分离、垄断和竞争行业分离、输配分离后，成本可能就会更清楚，这也是电力体制改革的重点。第三，制度建设问题。目前对会计信息的监管还局限于财务会计制度上，定价往往使用财务成本数据，与定价成本可能有较大差距，也没有有效手段进行核实。可以通过立法建立以监管会计制度为核心的监管信息制度，促使企业严格核算成本。

　　目前“成本加合理收益”的这种定价模式不能解决信息非对称下的成本核算问题，比较陈旧。西方采取的是对输电价和配电价进行绩效激励的一种方法，通过价格的上限控制，脱离对成本的监管，价格的控制跟电网的服务水平和业绩挂钩，以后我国的改革也可朝这方面调整。

　　——华能技术经济研究院市场研究室主任韩文轩