輸配電價改革：深圳經驗難復制 電網身份須明確
2015-04-20
如今人們提起國家電網，很多人眼前出現的是一個總資產將近3萬億元、投資跨越金融、制造、礦業、地產等多個領域的超級自然壟斷集團。所以當國家發展改革委 15日印發《關于貫徹中發[2015]9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知》(以下簡稱《通知》)，在深圳市、內蒙古西部試點的基礎上，將安徽、湖北、寧夏、云南省(區)列入先期輸配電價改革試點范圍，按“準許成本加合理收益”原則單獨核定輸配電價之后，有人認為電網的“好日子”結束了，不能再“一手買電、一手賣電”。而當壟斷不再，通過市場化競爭，電價下降的日子也將不再久遠。
但事實很可能并非如此。輸配電價改革指的是國家按照準許成本加合理收益的方法對電網進行“算賬”，這個算出來的數字就是電網的過網費。在直購電的模式下，用戶只需要與發電方直接商定價格，直接交易，雙方談妥后再向電網繳納過網費即可。國家發展改革委能源研究所原所長周大地在接受中國經濟導報記者采訪時表示，此輪輸配電價改革的關鍵問題在于，何為準許成本和合理收益?在“一手買電、一手賣電”的前提下，電網的利潤與很多人的想象中的“暴利”有很大的差異：根據2013年國家電網的審計報告，2013年國網的收入是2.05萬億元，凈利潤517億元，凈利潤率只有2.5%，凈資產收益率只有4.7%。那么核定輸配電價之后，電網的合理收益是應該比這個水平高還是低?如果比這個水平還高，那么輸配電價幾乎不可能像深圳一樣降下來。
何為準許成本和合理收益?
在此輪輸配電價改革中，已經成為試點的深圳電網輸配電價分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，2015年比2014年每千瓦時0.1558元下降1.23分。
這個輸配電價是如何算出來的?2005年3月國家發展改革委頒布的《輸配電價管理暫行辦法》表明，電價改革初期，共用網絡輸配電價由電網平均銷售電價(不含代收的政府性基金)扣除平均購電價和輸配電損耗后確定，逐步向成本加收益管理方式過渡。
在成本加收益管理方式下，政府價格主管部門對電網經營企業輸、配電業務總體收入進行監管，并以核定的準許收入為基礎制定各類輸、配電價。那么，如何核定準許成本和準許收益就很關鍵。準許成本由折舊費和運行維護費用構成。其中，折舊費以政府價格主管部門核準的有效資產中可計提折舊的固定資產原值和國務院價格主管部門制定的定價折舊率為基礎，運行維護費用原則上以電網經營企業的社會平均成本為基礎核定。
以2012年華東電網的輸配電價為例，能源局華東電監辦發布的2012報告顯示，輸配電成本(含財務費用、農網維護費)為1811億元，同比增加33%;單位輸配電成本159.97元/千千瓦時。
在1811億元的成本構成中，31.83%是折舊，其他費用占29.19%，職工薪酬占12.21%，材料費占7.94%，修理費占8.71%，財務費用占4.07%，委托運行維護費占3.47%，輸電費占2.58%。
按規定，電網的準許收益等于有效資產乘以加權平均資金成本。有效資產由政府價格主管部門核定，包括固定資產凈值、流動資產和無形資產(包括土地使用權價值、專利和非專利技術價值)三部分，不含應當從電網經營企業分離出去的輔業、多經及三產資產。
經過這樣的核算，深圳試點的輸配電價較之前電網“一手買電，一手賣電”的方式降了下來。“但深圳畢竟是個小地方，沒有外送電源。而且由于歷史原因，深圳電網相對獨立、單純，所以輸配電價的核定比較容易，它的試點經驗能不能復制，還要看其他地方的試點情況。”周大地告訴中國經濟導報記者。
試點主要涉及電力外送大省
正是由于深圳電網的相對獨立，此次試點拓展到了包含國家電網與南方電網在內的東、中、西部地區。據國家發展改革委價格司電力處處長萬勁松介紹，上述幾個試點省區分別處于我國的東、中、西部，南方電網和國家電網各有試點省，試點的覆蓋非常具有代表性。
除上述這4個試點省區外，國家發展改革委還部署，沒有參加試點的其他省區，要同步開展輸配電價摸底測算，全面調查摸清電網輸配電資產、成本和企業效益情況，初步測算輸配電價水平，研究提出推進輸配電價改革的工作思路。
“這些省區有幾個特點。首先，位于不同的區域，在各自的區域總具有一定代表性。其次，這些省區都需要向外送電，如寧夏需要向東部輸電，安徽需要向華東地區輸電，云南的水電也有外送問題，湖北有三峽電站。在這些省區進行試點能更好地反映輸電成本。第三，這些省區的資源稟賦不同，電源構成也不同，分別有水電、火電、風電以及光伏發電等，把它們加起來幾乎能涵蓋我國所有的發電方式。”周大地表示。
分別來看，寧夏擁有世界首個±660千伏直流輸電工程——銀川東至山東直流輸電工程。寧夏每年輸送往山東的電量，相當于青島地區現有網供能力的80%、山東電網年均用電負荷的9%。
世界首個同塔雙回交流特高壓線路工程——皖電東送1000千伏特高壓交流示范工程，該工程位于安徽，該工程運行1周年時，輸送電量超過200億千瓦時，合計輸送容量超出上海用電負荷，將電力源源不斷輸送到華東地區。
而在經歷了多年水電大建設之后，近年來云南開始“急于”為富余電量找到更多的消納出路。目前，南方電網通過3條直流通道累計外送云南電量達1000.4億千瓦時，約占云南累計送電量的35%。
湖北地處華中腹地，是三峽電力外送的起點、西電東送的通道、南北互供的樞紐，湖北電網20余條500千伏及以上交直流輸電線路分別與華中地區和其他區域電網連接，是全國聯網的中心。
改革之后輸配電價未必能降
從以上分析不難看出，第二批試點的4個省區電力輸送情況遠比深圳一個城市來得復雜。如何核算這些省區電網的準許成本和合理收益必然也更加困難。在改革之后，它們的輸配電價能否像深圳一樣下降?
“所以說深圳其實是一個特例。在國家電網壟斷的情況下，電網的收益率其實都相當低，一旦它不壟斷了，如何控制它的收益是個非常難辦的問題。如果還把它當做公司，那么就得讓它盈利。如果不把它當做公司，而是變成國家單位或者公益性機構，那么以后電網的建設由誰來完成?怎么進行投融資?”周大地表示。
事實上，目前國家電網每年的利潤與很多人想象中的“暴利”有著不小的差距：國網能源研究院相關專家在接受中國經濟導報記者采訪時表示，上網電價上調1分錢，國網就損失400億。國網受調價影響最大的是2008年和2009年。2008年適逢煤價大幅上漲，發電企業大面積虧損，當年7月1日和8月20日國家發展改革委兩次上調上網電價，其中上網電價平均提高了4.14分/千瓦時，輸配電價平均提高了0.36分/千瓦時，而銷售電價平均只提高了2.61分/千瓦時。2006年、2007年國網凈利分別為178億元、347億元，2008年收入增到1.14萬億元，但凈利潤只有46億元。2009年影響更甚，據報國資委披露當年國家電網全年虧損23.4億元。
當然這樣的虧損并不會持久，從國網的審計報告看，2010年至2013年這4年的盈利又恢復并超過以往水平，凈利分別為324億元、389億元、804億元、517億元。在利潤率趨于穩定的2013年，由于資產過于龐大，國家電網的凈利潤率只有2.5%，凈資產收益率只有4.7%。
所以周大地認為，輸配電價改革的目的并非是降電價，而且即使有這方面考慮，效果也很有限。在試點的探索道路中，重點應該放在如何一步步調整電網的“身份”，單單改變它的經營方式并不真正解決問題。
鏈接
輸配電價核定：績效激勵法優于成本加收益法
輸配電價成本不清有以下三方面的原因：其一是動機問題。監管與被監管企業信息非對稱性在世界各地包括西方發達國家都是個比較頭疼的問題，所以電力體制改革要解決的一個重要問題就是信息的非對稱性問題。企業有企業的利益，監管有監管的職責，為了維護自身的利益，電網企業不愿意公開成本有其動機。其二，電網公司目前主業與輔業不分，競爭與非競爭業不分，輸配之間不分，成本系統比較龐大，這是復雜性因素引起的，待改革主輔分離、壟斷和競爭行業分離、輸配分離后，成本可能就會更清楚，這也是電力體制改革的重點。第三，制度建設問題。目前對會計信息的監管還局限于財務會計制度上，定價往往使用財務成本數據，與定價成本可能有較大差距，也沒有有效手段進行核實。可以通過立法建立以監管會計制度為核心的監管信息制度，促使企業嚴格核算成本。
目前“成本加合理收益”的這種定價模式不能解決信息非對稱下的成本核算問題，比較陳舊。西方采取的是對輸電價和配電價進行績效激勵的一種方法，通過價格的上限控制，脫離對成本的監管，價格的控制跟電網的服務水平和業績掛鉤，以后我國的改革也可朝這方面調整。
——華能技術經濟研究院市場研究室主任韓文軒
相關新聞