8月31日,国家发改委召开加快推进输配电价改革工作座谈会,决定将原定2017年开展的上海等14个省级电网输配电价改革提前到今年9月份启动,基本实现省级电网的全覆盖。这标志着输配电价改革全面“提速扩围”。
一、输配电价改革的主要内容及意义
改革主要内容。输配电价改革是推进价格机制改革、深化电力体制改革的关键环节,也是电力供给侧结构性改革的重要内容。新一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间、放开两头”,输配电价改革是响应“管住中间”的关键改革措施,其改革目标是转变对电网企业的监管模式,建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系,健全对电网企业的约束和激励机制,促进电网企业降低成本、提高效率,为进一步深入推进电力市场化改革创造条件。
今年3月,国家发改委发布通知,将北京等12个省级电网以及华北区域电网纳入输配电价改革试点范围。——编者注
四大作用。一是改革将进一步理顺市场机制。输配电价等改革政策落实后,电力产品的交易价格与数量由市场机制决定。电量和电价的变化调节着资本在电力行业流动,最终将使我国电力资源在国民经济中形成合理配置。二是改革将使市场环境更公平。以输配电准许收入为基础的定价模式将对电网经营带来根本性影响,新模式下,电网企业收入总额将被锁定,无法再在生产经营上挤占上下游利益。三是有利于降低电网企业输配电成本。输配电价改革清晰了电网企业业务经营界限,固化了企业收入总额,通过制定合理电价激励政策,将影响电网企业通过技术研发、合理规划、加强管理等合理手段降低成本。四是改革有利于合理化电价水平。电力市场目前供过于求,基于装机过剩、煤炭市场不景气、用电量增幅空间不大等因素,通过上下游直接交易的市场机制将降低发电企业售电价格;此外,通过必要的成本监审,可剔除现行购销价差中不合理部分。
二、输配电价改革的现状及遇到的挑战
2005年,国家发改委颁布《电价改革实施办法》,在我国首次制定并提出《输配电价管理暂行办法》。2014年底,我国输配电价改革正式“破冰”,深圳、内蒙古西部电网先后开展了输配电价改革试点。之后,试点范围继续扩大,目前基本实现省级电网的全覆盖。
从全国输配电价改革过程看,有两个特点:一是改革步伐相对稳健。现有试点地区,通过输配电成本监审和输配电价的测算,核定了该地区电网企业准许收入,并将电网企业通过销售电力取得的电费收入与对其核定的准许收入差额计入“平衡账户”,同时暂不改变现有上网电价、销售电价的执行方式。改革在当前阶段主要作为一种测算手段存在。二是输配电价执行有所突破。主要体现在大用户直接交易输配电价执行上,由于各地大用户直接交易占全社会用电量比重不大,各地在这类交易上实现了突破,中间环节执行输配电价,购售电价由上下游议价形成。这种模式既没有对各省现有电价购售价差的测算空间进行大的调整,同时也让发电企业与用户能通过直接交易的方式开展电能购售,可以说是对输配电价执行机制的“聪明”尝试。
据《人民日报》报道,2015年试点的5个省级电网,通过成本监审核减了电企不相关资产、不合理费用达16.3%,最终用于降低实体经济用电成本的金额为56亿元。——编者注
当前输配电价改革面临的挑战。一是成本监审面临挑战。电企输配电准许成本是核定输配电价的基础,核定的准许成本理论上应为输配电业务的标准成本,如何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,是输配电成本监审面临的最大挑战。二是输配电成本监管工作面临新课题。完成输配电价改革后,电价监管工作将不仅仅是对企业执行政府定价情况进行简单复核、监管已发生的结算结果是否违规;同时更是一种动态的、市场化的、专业性较高的裁判式监管。新的监管课题很多,如制定制度防止电企将非输配电业务成本计入输配电成本、叫停或处罚电企转嫁成本等。三是改革成本需要消化。例如改革后电网企业原有投资及相应支出无法消化部分等。
三、国外输配电价定价方式
美国。美国输配电价实行联邦和州政府分级管理体制。美国联邦能源监管委员会(FERC)负责跨州输电的约150家企业输电价格监管,各州公用事业监管委员会负责本辖区配电价格监管。美国输电和配电价格在定价技术上没有本质区别,都是依据准入成本加准许收益的原则制定。以FERC负责的输电价格核定程序为例,定价程序主要包括:1.企业提交核价申请。电网企业按照FERC规定格式提交经第三方会计师事务所审计的报表。输电价格核定后,输电企业每年、每季度都要填报执行情况报表,且报表都会在FERC官网上公开。2.依法核定输电价格。首先,由FERC会计部门对企业申报报表进行合规性审查。对企业提交的成本项目进行重点审核,剔除不合规成本项目。其次,由FERC输电定价部门进行定价监审。主要采取成本对比法,即对相同类型输电设备运维成本进行对比,要求电网企业对差异进行说明,并剔除不合理成本。最后,按照市场回报率核定投资方合理的输电价格。FERC根据不同电网项目风险不同分别确定回报率,不同地区的回报率也存在差异。3.输电价格调整周期。美国输电价格主要有定期调整和不定期调整两种形式。一是定期调整。FERC每年对输电价格执行情况进行审查,要求电网企业按年上报经会计师事务所审计的报表,如果成本出现较大变化,则要求电网企业进行解释说明,获得FERC审核同意后对电价进行调整。二是不定期调整。电力用户若认为电价偏高,或电网企业认为新增成本需要提高价格,均可向FERC提出调整电价的申请。4.听取利益相关方意见。在输电价格核定期间和核定后,电力用户、电网企业或任何第三方均可对电价水平提起行政诉讼,提交FERC行政法官裁决。行政法官通过听证会、书面沟通等方式听取各方意见后,做出裁决。如果一方不服裁决结果,可继续向法院提起法律诉讼。
英国。英国跨区输电费主要包括线路连接费和系统使用费。线路连接费包含部分资产总值与折旧率(目前采取40年内2.5%的直线折旧率,以后将会根据新出台的RIIO条例采取45 年内2%的折旧率)的乘积,部分净资产值与收益率的乘积(根据零售价格指数评价法为6%,或根据现代等价资产评价方法为7.5%),发电厂专项维护费以及当年的输电设备运行成本。还有其他的线路连接费,例如一次性工程收费,各项杂费等。计算用户需支付的线路连接费不需要用户数据。系统使用费通过电网使用费的形式征收。国家电网(NGC)对输电定价首选方法是与投资成本相关的定价。ICRP 定价法依据的基本原理是,当服务的价格能够反映高峰负荷时段供电导致的增量成本时,不同位置的用户就能获得有效的经济信号。单个节点上的TNUoS 价格被定为每条线路上的功率变化、线路长度与线路单位成本这三者的乘积在所有受影响电路上的变化值。这些成本主要被归为输电系统的投资成本、维护成本以及为保障系统能够安全批量供电所花费的成本。
法国。法国输电电价是通过电压等级和利用小时来制定的,采用先按电压等级计算,后按电网利用小时(输电量/ 申请容量)的方法制定输电电价。输电电价的测算采用邮票法,即输电电价与电能输送距离无关,发电商不参与输电费的分摊,输电费全部由消费者承担。输电电价实行“两部制”。其中,基本电价与电度电价分冬季和夏季两个时段,基本电价依不同时段负荷考虑扣减系数。因此,输电定价带有很强的国有垄断色彩。法国电力公司与我国较为相似,均是负责全国发电、输电、售电环节。法国电价体系最大的特点是重视用户的选择权,每位用户都可以有多种计价模式选择,而且用户用电规模越大,选择余地也越大。
挪威。挪威输电电价制定利用“点费率”系统,采用“二部制”。输电电价由流入或流出电网的位置决定,不考虑运输距离。固定成本基本上按邮票法,网损按边际损失的比例从发电厂(分5 个区)和负荷(分3 个区)收取,分为可变成本(即网损和阻塞费用)和固定成本(回收设备投资),前者又分两部分,一部分为连接费,按最大负荷时的用电量和冬季安装容量分担;另一部分为功率费,按各区在峰荷时与主网的净交换功率分担。挪威输电定价机制对可变成本进行了细致分摊。然而,挪威在输电价制定过程中,关于输电服务费在发电和用电间如何分配的问题没有统一的规律。
澳大利亚。澳大利亚对输电公司采用收入上限管制,由监管机构确定输电公司的最大允许收入。最大允许收入通过审批后,对接入服务、接出服务、使用服务及公共服务四种不同类型的输电服务采用不同的分摊方法,将各种输电服务的成本分摊到用户或节点。澳大利亚电力市场的输电价以输电成本为基础,根据不同类型的输电服务进行各项输电费用的分摊。在制定价格过程中,采用邮票法和潮流跟踪法,同时考虑了上一年度输电公司的盈亏情况并予以平衡,使输电公司收入得到保障。澳大利亚采用成本分摊方法,根据网络结构及潮流运行方式、相关的灵敏度分析来确保输配电的正常工作。在澳大利亚,每年3 月1 日都会就输配电设备和相关基础设施进行节点式的检查。
芬兰。国家电网通过接网点向连网用户收费。输电费(含进入系统的市场投入率)包括正常费率和冬季峰值费率的系统使用费及网损费。
西班牙。输电价格采用邮票法,不考虑接网点和电压等级。工矿能源部每年根据输电公司上报的成本费用按资金加权平均成本确定输电费用,再交输电公司执行。
瑞典。费率包括年度电力费率(根据连网方位置收取)和电能费(利用边际损耗系数计算)。收费对象为连网用户和其他电网。
巴西。节点电价能给出何处应建厂的经济信号,但电价不稳,因此15%电量采用长期边际成本法,85%采用邮票法与之配合。这部分成本由发电方和用电方共同分担。
新西兰。采用固定电价(用于设备投资的回收)结合现货节点电价(基于短期边际成本法)的二部制。为回收设备投资的固定电价由三部分构成:接入费,由成员到电网的一段设备投资由该成员负担;转运费,每年用简单潮流法在最大负荷的情况下求出各注入点占该段线路容量的比例,并得出该注入点应负担的成本;输送费,其余的容量和手电成本按年度最大负荷的比例确定。
四、做好输配电价改革的建议
各界专家对于输配电价改革纷纷建言献策,主要是:
一是制定和完善相关制度。建议出台新的《输配电成本核算办法》、《电网企业输配电业务财务管理制度》等,明确电网企业的输配电业务边界及开支标准;出台新的《输配电成本监管办法》,明确电网企业输配电成本列支监管部门和方式,设立限额审批制度,对电网企业违规开支输配电成本、违规转嫁成本的监管方式予以明确;出台《输配电价定价办法》。
二是适时推进电网企业重组。仅保留输配电业务直接相关部分,其它非直接相关部分予以剥离,按性质进行事业性管理或推向市场。允许设立合理的管理机构,管理机构成本支出从输配电业务直接成本中按设定比例提取管理费列支,超支部分由企业利润自行消化。对辅助性的科研、修造等机构原则上推向市场,以购买服务为主,必须保留的部分待整体重组完成后视情况审核纳入,其成本以输配电直接业务成本的设定比例列支,超支部分企业自行承担。改革成本在合理期限内由电价消化,其金额及影响电价水平予以明确。
三是尝试开展有效资产固定回报率定价模式。通过对国内输配电成本测算、合理化经济模型测算等方式,核定我国相关输配电价定价区输配电标准收入占电网有效资产比重;以核定的比重为依据,乘以经核定的有效资产值得出准许收入;再根据相应预测电量制定电网企业输配电价。这种方式既可激励电网企业加强成本管理获取更多收益,也可防止电网企业增加无效投资和无效支出。
四是分类推进交叉补贴等问题。加强研究,妥善寻找各种渠道消化交叉补贴问题,使输配电价的核准更加科学合理。我国居民用户处于供电环节末端,电压等级最低负荷率低,供电成本较工商业用户高,但目前一直是工商业用户长期补贴居民用电,居民电价低于工业电价。因此,下一阶段需尽快探索交叉补贴解决方案,各试点省份逐步开展交叉补贴摸底、测算和核定工作,统一研究提出妥善处理交叉补贴的政策措施,在逐步减少工商业内部交叉补贴的同时,妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
五是设计激励性机制。专家认为,“准许成本加合理收益”模式可促进电网企业投资的积极性,由于电力生产或输配企业与电力价格监管部门之间的信息不对称,电力成本核算和监审面临重大挑战。从国际经验看,成本加成定价法下,电力企业会有过度投资的动机,也会产生上下游利益输送等问题。在具备条件的地区,可探索开展输配电成本激励性监管试点。如规定电网输配电成本或价格,每年降低X%,连续降低若干年;探索实行各区域、省级电网间“对标”管理,以监管试点为标杆制定“领跑者”输配电价标准,以进一步强化电网企业成本约束,提高效率。(龙新勇)
