深圳电改试点意义何在？
2019-10-05
11月4日傍晚，国家发改委发布了《深圳市输配电价改革试点方案》（以下简称《试点方案》）。在电改方案呼之欲出的背景下，该消息引发了业界和舆论的高度关注。《试点方案》将终结电网依靠购销差价获得收入的盈利模式，政府可以借此摸清电网输配环节的成本，为下一步的改革积累经验。但试点能否牵一发而动全身，撬动裹足多年的电改，仍有待观察。
摸底输配成本
“5号文”颁布后，各类电价改革也随之跟进。2003年，国务院颁发了《电价改革方案》，厂网分离、发电标杆电价、煤电联动机制随之确立；2005年，国家发改委颁布《电价改革实施办法》，并制定上网电价、输配电价、销售电价管理暂行办法；2005年和2007年，原电监会出台了《输配电成本核算办法》和《跨区域输电价格核审暂行规定》；2007年国家发改委研究制定《输配电价格成本监审办法》讨论稿；2011年原电监会颁布了《输配电成本监管暂行办法》。
深圳此次成为试点也非偶然，早在2004年，国家发改委就启动华东、广东输配电价和销售电价改革试点研究，并同原电监会启动东北、华东区域电力市场试点工作。2012年初，原电监会提出要在深圳和苏州开展输配电财务独立核算试点。
《电价改革方案》明确提出，输配电价改革应逐步向成本加收益的管制方式过渡。然而多年来，输配电价核定仍靠购销价格差形成，目前已经有安徽、辽宁、福建、甘肃、蒙西、云南、蒙东、江西等18个省份核定了省电量、110千伏、220千伏输配电价。
《试点方案》提出，试点范围为深圳供电局的共用网络输配电服务价格，按“成本加收益”的管制方式确定，总收入核定以有效资产为基础。价格结构分电压等级核定，以各电压等级输配电的合理成本为基础。
“因此，深圳供电局本次输配电价改革的积极意义在于，政府可以摸清电网输配环节的成本，为下一步改革积累经验。”中电国际高级经济师王冬容对本报记者说。
监管模式同步生变
输配电独立定价后，电网企业的销售收入被分为回收实际购电成本收入和输配电业务收入两部分。
前者属于成本转移，不含利润；对于后者，《试点方案》提出“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。”
实施独立输配电价前，调度和购售电业务不分离，电网有动机通过调度获取利益。而电网的输配成本和售电收入无法纳入监管，企业成本控制效果难以判断，电网企业采用的折旧率差异很大，电网会因利润压力采取各种措施控制成本，若无政府准许成本，难以对电网成本形成激励约束，而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间，更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。
“因此在‘成本加收益’的电价模式下，政府对电网业务的监管将过渡到输配电成本、上网电价、输配电价、销售电价和输配电收入和购电成本回收等全方位监管。”相关人士对本报记者说。
输配电体系仍待完善
根据《试点方案》，总收入的核定方法为：准许收入=准许成本+准许收益+税金。
“在运行维护费的核定中，将维持电网企业正常运转的修理费、职工薪酬等算入，这就意味着从事输配电业务之外的售电人员薪酬等其他费用都包括在准许成本中。”王冬容对记者说，“虽然核定中限制了各项经费上限，但没有将输配业务与购售电业务彻底分离，无法真正厘清输配电环节的真实成本。”
“目前的核算为‘邮票法’（首先考虑各部分特定输电设备的成本和电网运行维护费用，形成输电总成本后按输电功率计算输电费。它仅考虑各用户功率的幅值，不考虑输电网的结构、输电路径和输送功率的收发点位置—编者注），并无体现激励性和可靠性指标等，随着输配电价核定范围的扩大，核算方法将根据需要变得更科学。”王冬容表示。
正如试点方案也提出，在相关条件具备时，输配电价制定可在分电压等级的基础上，进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。
对此，《试点方案》也指出，要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。《试点方案》还提出了输配电价与销售电价联动。
“目前我国各类用户之间、同类用户不同电压等级间存在交叉补贴。其中，大工业用户提供的补贴份额最大，一般居民用电被补贴的份额最大，二者实际与合理输配电价间的差别也越大。要按电压等级厘清输配电价，采取输配容量电价或输配二部制电价，输配电价和销售电价调整要估计低收入者的承受能力。”上述相关人士进一步说。
“并不是精准的输配电价才能推进改革，出台独立输配电价可采取先立后调、先粗后精的原则，重要的是创立价格调整起步点。”上述相关人士对本报记者表示，在确定市场模式、交易主体、交易方式等电改总体方案出台前，本次核定输配电价如同之前18省出台的输配电价一样，无法推动总体改革。
下一步：配套措施和多类试点并举
《试点方案》指出，建立独立输配电价体系后，将积极推进发电和销售侧电价市场化，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，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。电力市场用户购电价由市场交易价格、输配电价（含损耗）和政府性基金组成；未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。
“试点后应配套制定输配电收入监管办法和电价平衡账户管理办法，确保监管到位，同时研究大用户直购电输配电价和非直购电用户输配电价和销售电价调整办法，改善输配电价结构。试点落实之后，还应在全国推广，制定统一的分价区跨省跨区输电价格，适应区域电力市场建设，并将售电功能和电网输配功能分离，制定纯网络业务的输配电价，以适应零售商进入电力市场。”上述电改人士对本报记者说。
对于改革试点的建立，上述电改人士认为，“设计输配电体制改革的同时，应提前明确如何建立竞争性电力市场结构，可同步设立独立配电公司直接交易试点和多买多卖参与的电力市场建设试点。电力及交易从统购统销到市场交易的转变需要有足够的过渡。”
(中国能源报)
摸底输配成本
“5号文”颁布后，各类电价改革也随之跟进。2003年，国务院颁发了《电价改革方案》，厂网分离、发电标杆电价、煤电联动机制随之确立；2005年，国家发改委颁布《电价改革实施办法》，并制定上网电价、输配电价、销售电价管理暂行办法；2005年和2007年，原电监会出台了《输配电成本核算办法》和《跨区域输电价格核审暂行规定》；2007年国家发改委研究制定《输配电价格成本监审办法》讨论稿；2011年原电监会颁布了《输配电成本监管暂行办法》。
深圳此次成为试点也非偶然，早在2004年，国家发改委就启动华东、广东输配电价和销售电价改革试点研究，并同原电监会启动东北、华东区域电力市场试点工作。2012年初，原电监会提出要在深圳和苏州开展输配电财务独立核算试点。
《电价改革方案》明确提出，输配电价改革应逐步向成本加收益的管制方式过渡。然而多年来，输配电价核定仍靠购销价格差形成，目前已经有安徽、辽宁、福建、甘肃、蒙西、云南、蒙东、江西等18个省份核定了省电量、110千伏、220千伏输配电价。
《试点方案》提出，试点范围为深圳供电局的共用网络输配电服务价格，按“成本加收益”的管制方式确定，总收入核定以有效资产为基础。价格结构分电压等级核定，以各电压等级输配电的合理成本为基础。
“因此，深圳供电局本次输配电价改革的积极意义在于，政府可以摸清电网输配环节的成本，为下一步改革积累经验。”中电国际高级经济师王冬容对本报记者说。
监管模式同步生变
输配电独立定价后，电网企业的销售收入被分为回收实际购电成本收入和输配电业务收入两部分。
前者属于成本转移，不含利润；对于后者，《试点方案》提出“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。”
实施独立输配电价前，调度和购售电业务不分离，电网有动机通过调度获取利益。而电网的输配成本和售电收入无法纳入监管，企业成本控制效果难以判断，电网企业采用的折旧率差异很大，电网会因利润压力采取各种措施控制成本，若无政府准许成本，难以对电网成本形成激励约束，而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间，更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。
“因此在‘成本加收益’的电价模式下，政府对电网业务的监管将过渡到输配电成本、上网电价、输配电价、销售电价和输配电收入和购电成本回收等全方位监管。”相关人士对本报记者说。
输配电体系仍待完善
根据《试点方案》，总收入的核定方法为：准许收入=准许成本+准许收益+税金。
“在运行维护费的核定中，将维持电网企业正常运转的修理费、职工薪酬等算入，这就意味着从事输配电业务之外的售电人员薪酬等其他费用都包括在准许成本中。”王冬容对记者说，“虽然核定中限制了各项经费上限，但没有将输配业务与购售电业务彻底分离，无法真正厘清输配电环节的真实成本。”
“目前的核算为‘邮票法’（首先考虑各部分特定输电设备的成本和电网运行维护费用，形成输电总成本后按输电功率计算输电费。它仅考虑各用户功率的幅值，不考虑输电网的结构、输电路径和输送功率的收发点位置—编者注），并无体现激励性和可靠性指标等，随着输配电价核定范围的扩大，核算方法将根据需要变得更科学。”王冬容表示。
正如试点方案也提出，在相关条件具备时，输配电价制定可在分电压等级的基础上，进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。
对此，《试点方案》也指出，要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。《试点方案》还提出了输配电价与销售电价联动。
“目前我国各类用户之间、同类用户不同电压等级间存在交叉补贴。其中，大工业用户提供的补贴份额最大，一般居民用电被补贴的份额最大，二者实际与合理输配电价间的差别也越大。要按电压等级厘清输配电价，采取输配容量电价或输配二部制电价，输配电价和销售电价调整要估计低收入者的承受能力。”上述相关人士进一步说。
“并不是精准的输配电价才能推进改革，出台独立输配电价可采取先立后调、先粗后精的原则，重要的是创立价格调整起步点。”上述相关人士对本报记者表示，在确定市场模式、交易主体、交易方式等电改总体方案出台前，本次核定输配电价如同之前18省出台的输配电价一样，无法推动总体改革。
下一步：配套措施和多类试点并举
《试点方案》指出，建立独立输配电价体系后，将积极推进发电和销售侧电价市场化，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，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。电力市场用户购电价由市场交易价格、输配电价（含损耗）和政府性基金组成；未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。
“试点后应配套制定输配电收入监管办法和电价平衡账户管理办法，确保监管到位，同时研究大用户直购电输配电价和非直购电用户输配电价和销售电价调整办法，改善输配电价结构。试点落实之后，还应在全国推广，制定统一的分价区跨省跨区输电价格，适应区域电力市场建设，并将售电功能和电网输配功能分离，制定纯网络业务的输配电价，以适应零售商进入电力市场。”上述电改人士对本报记者说。
对于改革试点的建立，上述电改人士认为，“设计输配电体制改革的同时，应提前明确如何建立竞争性电力市场结构，可同步设立独立配电公司直接交易试点和多买多卖参与的电力市场建设试点。电力及交易从统购统销到市场交易的转变需要有足够的过渡。”
(中国能源报)
