电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究

电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究
电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究

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

内容提要:2015年以来,国家启动的新一轮电力体制改革,旨在通过改革明晰电力成本构成,完善电价形成机制,逐步打破电网公司输配售一体化垄断经营的现状,有序放开发电和配售电的竞争性业务,实现电力市场充分竞争。理顺输配电价是电力改革的关键环节。本文解析我国输配电价核定方法,研究电价测算参数的相互影响关系,深入剖析电价交叉补贴、分电压等级核定输配电价、电力企业有效资产范围、跨省资产处理等的测算难点,并提出理顺输配电价的对策建议。

关键词:电力企业;输配电价;准许成本;准许收益

2015年开始的新一轮电力体制改革,是我国电力体制厂网分开改革后的延续,是进一步促进电力交易市场化、激发电力企业活力、发挥市场在资源配置中决定性作用的一次重要改革。此次改革的重点是要“管住中间”的电网输配电环节,放开发电端、售电端的竞争。通过核定输配电总准许收入,加强政府对电网的监管,使电网公司的经营转变为成本控制和资产管理水平的提升。由于输配电总准许收入在电力交易中主要以输配电价来体现,因此核定输配电价成为此次电力改革的关键。

电力交易的市场主体主要有发电企业、输电企业、电网调度、配售电公司和电力用户,在交易各环节形成了上网电价、输配电价和销售电价。其中,输配电价在电力产品价值链中更多地反映电网公司的普遍服务功能,相对不具备竞争条件。独立的输配电价是形成电力市场化机制的重要前提。输配电价核定后,电网公司可公平对待电力市场的交易主体,通过主动服务和提升内部管理来提高效益;区域发电企业也具备了相同的竞争环境,会鼓励发电企业进行技术创新和成本控制来提高竞争力;还会因售电侧放开以及增量配电业务放开,提供大量的就业岗位,带动活跃的科技型售电企业开展电力需求侧管理和能效管理,整体促进电力用户的节能减排和产业升级。因此,核定输配电价不仅能全面明晰电网资产及经营状况,分析电力的成本构成,从而完善电价形成机制;也是发电侧市场和用电侧市场充分竞争的前提条件。理顺输配电价有助于打破行业垄断,解决制约电力企业健康发展的矛盾与问题,促使电力行业开展市场化竞争。

一、输配电价研究综述

随着我国电力改革的不断深入,作为电力改革的中间环节——输配电价问题日益受到学者和业界的关注。尤其是2014年以来,有关输配电改革的研究取得了比较丰硕的成果,相关研究可以分为以下三方面。

1. 输配电管制问题研究。

李昂等(2016)基于让·梯诺尔提出的条件约束下的激励机制,建立了以第三方企业为监管执行者的机制,解决输配电成本核算及申报过程中可能出现的信息不对称等问题,实现对电网企业约束与激励。王风云等(2015)从风险辨识与内部控制的角度,探讨了电力企业内部控制体系的建设,通过识别管理流程中风险点与控制点,使电网企业控制风险、增收节支、成本监控、提高盈利能力。完善(2012)分析我国输配电成本监管必要性及输配电成本监管中存在的问题,结合国外输配电成本核算和监管经验提出了我国亟待解决的关键问题。

2. 输配电价形成机制和定价方法研究

蔡建刚等(2014)在激励相容机制基础上构建了输配电企业管制定价模型,在维护消费者的利益的同时还确保输配电企业不亏损,为我国输配电定价形成机制提供了理论依据。董鹤云等(2016)运用Choquet积分方法构建了基于投资成效评价模型的输配电有效资产核定方法,对输配电工程的投资成效进行多元主体评价,核定计入输配电有效资产的数额,引导输配电企业理性投资。韩勇等(2011)构建同时率和负荷率的高峰增量负荷计算模型,依据高峰增量负荷与各电

压等级所承担的最终平均增量成本,对分电压等级输配电价进行计算。实例分析结果表明这种定价方法有利于消除电价交叉补贴,使各类型用户和各电压等级用户所承担的电价更加合理。

3. 发达国家输配电价相关问题及借鉴研究

白玫等(2016)对三个主流输配电价管制模式和经验进行归纳总结,输配电定价管制的基础是谁受益谁付费,发达国家普遍对输电成本与定价、配电成本与定价进行分开管制,设计的输配电价改革方案值得我国借鉴。施子海等(2016)分析美国电力价格形成机制和输配电价监管制度,基于美国改革的经验和结合我国的国情,研究认为要完善输配电定价成本监审办法,推进成本和定价过程公开,实行两部制电价,提高电力系统整体效率。

现有文献对我国输配电管制、输配电价定价机制和定价方法等问题进行有益的研究,取得一定的研究成果。但是对当前我国输配电价测算参数关系、我国电网企业资产形成的复杂性、电力实际数据对分电压等级输配电价测算的影响、电网各类型企业业务多样性、各地电价政策的差异性等长期困扰电力改革的难点问题还需深入研究。本文在现有文献研究的基础上,针对我国输配电价核定方法,厘清输配电价测算参数关系,依据我国电力市场现状剖析输配电价核定难点,提出理顺输配电价的对策建议。

二、输配电价核定方法及主要参数影响

(一)电改下输配电价核定方法概述

根据《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》(发改价格〔2005〕514号)、《国家发展改革委国家能源局关于印发输配电定价成本监审办法(试行)的通知》(发改价格[2015]1347号)等规定,输配电价总水平与两个参数有关:输配电总准许收入和总销售电量。输配电总准许收入测算的核心是有效资产。现有电网资产与为提供输配电服务的关系,决定了是否被归为有效资产,也决定了电网公司输配电总准许收入高低;总销售电量实质反映电网管理成效,在输配电价格结构分电压等级核定时,输送电量直接决定了此电压等级效益。

1.输配电准许收入

准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。

(1)准许成本包括折旧费和运行维护费。由于电网公司资产庞大,折旧费对准许成本的影响大,运行维护费相对影响较小。(2)准许收益包括可计提收益的有效资产和加权平均资本收益率。由于加权平均资本收益率可由政府部门决定,可计提收益的有效资产就成为准许收益高低的关键。

(3)税金包括企业所得税、城市维护建设税和教育费附加,相对较明确。

2.各电压等级输配电价核定

我国电压等级较多,大致分为特高压交流1000千伏、特高压直流±800千伏;超高压交流750千伏、500千伏、330千伏、直流±5 00千伏、±400千伏;交流电压220千伏、11 0千伏、35千伏、10千伏、不满1千伏等等电压等级,各省按照区域现有电压等级分类核定。核定分电压等级输配电价,可按电压等级对应的资产应直接归集,不能对应资产的公共成本应按分电压等级资产原值比例合理分摊。

3.平衡账户

国家通过设立平衡账户进行收入调节,电力改革后,电网业务收入由政府实行准许总收入监管。电网售电量、发电上网电价、用户售电价格波动等,对电网公司的效益影响变小。实际售电量增长后,形成的增量效益不再归属于电网企业;实际售电量减少,造成的亏损也可通过平衡账户予以弥补。

(二)输配电价主要参数间的相互影响关系从目前国家制定的准许收入核定规则来看,核定输配电价主要参数是有效资产和折旧率。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三部分;折旧率是固定资产折旧额与固定资产原始价值比率。折旧费是电网企业按政府价格主管部门核定的输配电固定资产原值和定价折旧率计提的费用。有效资产的范围决定了折旧费和运行维护费。准许成本中的折旧费对准许收入影响最大;准许收益中可计提收益的有效资产需要乘加权平均资本收益

率,对准许收入的影响次之。从实际测算结果来看,折旧费提高后,虽然可计提收益的有效资产降低,但是准许收入会增加。

电网企业通过提高输配电价来增加经营收入,主要缘于有效资产增长和折旧费提高。一方面,电网投资可增加有效资产。政府部门如果不加约束,电网企业将有超规模投资增加有效资产的冲动,结果可能会带来大量不符合实际电力需求的资产。另一方面,在输配电价核定中,电网公司执行的折旧政策是至关重要的。折旧率偏高,将影响电网公司有效资产的积累;折旧率偏低,不能保障电网投资能力。电网投资和折旧率的影响关系大致有三种情况:一是高投资高折旧。高投资将增加资产规模,对现金流有较大压力。在这种情况下,采取高折旧率策略,将缓和现金流压力,总体会推高输配电价峰值水平;二是高投资低折旧。高投资将增加资产规模,采取低折旧率策略,将进一步增加现金流压力,提高资产负债率水平,但会一定程度上降低输配电价峰值水平;三是低投资低折旧。低投资,资产规模减少,采取低折旧策略,电网公司现金流压力将大幅降低,输配电价水平降低。但低投资也可能造成电网发展减速,不能有效支撑经济发展。因此,采用何种投资与折旧策略,对电网公司有效资产积累和长期效益影响显著。电网公司财务折旧率必须与电网投资计划紧密结合,同时还需要依据电网投资需求和自有资金情况确定策略,否则,对现金流会造成较大压力。

如果从2016-2030年长周期来看,在售电量年均增长5%的情况下,假设其他参数固定不变,例如运行维护费、税金等为固定参数,在一定时期内电网投资保持高位时,输配电价会有一定的上升。但由于电网投资难以持续保持高位,随着边际效益递减和投资趋缓,输配电价后期将逐年下降,最终趋于平衡。期间,电网公司现金流会随着电网投资呈现紧松波动态势。为保障电网投资现金流,电网公司资产负债率在投资达到高峰之后将逐年下降。

三、电改下输配电价核定难点

核定省级共用电力网络准许收入和输配电价是电价改革的重点内容。测算省级输配电价体系,首先,需要核定各类电力用户类别、分电压等级输配电价;其次,需要建立跨区跨省输电价格传导机制,确保跨区跨省电网投资运营成本适时传导至省级电网;最后,需要分析电网投资、电量增长、供电可靠性与输配电价之间的关系,建立可促进电网持续健康发展的机制,最终支持电力市场交易。输配电价体系的建立牵涉面广,情况比较复杂,涵盖了电网庞大的资产、长期的政府定价、多重的行政审批、社会化用电矛盾、地方性用电差异等方面,主要面临以下六个难点:

(一)电价交叉补贴问题

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别统一制定销售电价,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,光伏电力交叉补贴等电价交叉补贴,这些现象广泛存在。输配电价改革如果不能同步研究电价交叉补贴的计算方式、申报流程、回收途径和平衡账户机制等问题,势必影响可交易售电市场的规模,对居民、农业等管制用户电价水平的基本平稳造成波动。

(二)分电压等级电量传导问题

电力市场改革要求建立分电压等级的输配电价,逐步制定体现位置信号节点的输配电价。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。国外通常采用峰荷责任原则按负荷进行传导,我国分电压等级负荷统计尚未开展,短期内只能采取按各电压等级之间输送电量关系进

行传导。由于我国电网管理基本上还是输配售电一体,受到负荷输送总量、投资成本、跨区跨省输送等问题影响,为保证成本费用全部回收,一般都采用将各电压等级输配电价与终端售电量乘积之和,与电网准许收入基本相等的原则计算分电压等级的输配电价,与真实的分电压输配电价是否一致有待验证。

(三)特高压电网资产成本传导问题

发展特高压已成为国家能源战略的重要内容,是保障经济社会发展的战略性工程,也是提升国家竞争力的创新工程。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为维修费用较多。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司,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。各省对特高压形成的资产纳入省内共用网络,通过输配电价疏导存在一定的分歧。

(四)有效资产范围确定问题

国家发改委要求确定的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,期望通过输配电价成本监审工作,厘清电网企业的资产结构,促进电网企业进一步改革辅业、多经及三产等资产管理,激发电力市场竞争活力。然而电网公司体制形成了“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。对以上单位与输配电业务关联程度,是否应该纳入输配电定价有效资产范围;对无偿接收的用户资产如不纳入有效资产将带来后续维护成本费用来源问题;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、上划的农电资产等的有效资产如何确定。这些问题需要深入研究和做出针对性处理,否则电网企业接受政策性有效资产越多经营就越困难,阻碍了托底供电的积极性。

(五)输配电定价成本方面问题

国家发改委输配电定价成本监审办法确定了分类定价折旧年限范围。但是,我国当前电网还处在发展期投资大,设备制造标准低维修置换时间短,环境污染对户外电力设施寿命影响重,信息化技术更新改造快,电网整体资产使用寿命难以达到发达国家的水平。电网资产物理寿命、技术寿命等普遍较短,折旧年限需要确定合理的区间。对于材料费、修理费、其他费用、职工薪酬、农维费、上级电网传导成本等,目前电网公司在每个单项费用的核算上,因区域情况不同,各地差异较大,需要根据实际情况制定相应的规则。

(六)电网投资方面问题

从国外经验看,“成本加收益”方式下,电网企业有了准许总收入的保障,会有通过增加投资来扩大有效资产、进而提高输配电价的冲动。这将导致与电力改革期望的合理投资、提高资产运营效率和管理水平、降低用电成本的愿望背离。地方政府为拉动经济增长,也可能存在扩张电网投资的倾向。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,引发各类矛盾。

四、理顺电改下输配电价的政策建议

输配电价核定对此次电力改革起到至关重要的作用,要建立适应市场经济规律的措施,最终由电力市场供求形成电力价格。输配电价核定,既要满足电网公司通过合理输配电价和增加输配电量来取得较好的经济效益,满足我国输配电网持续增长的投资需求,保证电网企业稳定的发展和收益;又要促使电网公司注重内部管理,提高劳动效率,有效降低电网运行维护费用,降低成本。为此理顺输配电价应从以下六个方面着手。

1.逐步取消电价交叉补贴,形成正常的市场电价。目前,电价交叉补贴包含在政府核定的目录销售电价中,由电网企业在购售电过程中进行转移支付,缺乏清晰透明的机制和标准。另外,由于输配电成本难以按用户类别、分电压等级进行归集,各类用户实际承担的电价交叉补贴难以准确计算。因此,

在改革初期,要保持现有电价交叉补贴结构不变,将输配电价与电价交叉补贴一并核定,确保各类用户承担的电价水平与现行目录销售电价基本相当。随着改革深入推进,各类用户供电成本能够准确计量,应该将发达地区和发电资源富足区域的电价交叉补贴取消,然后逐步推广到全国。鼓励通过节能、合同能源管理和科技进步来形成顺价销售的电力市场。对社会弱势群体的补贴和东西部地区间的帮扶可以通过电力普遍服务方式解决,变“暗补”为“明补”。

2.优化输配电价的结构,附加输电成本和环保因素。此次输配电价改革在没有阻塞的地区和时段,不同一次能源使用成本、不同地理位置的发电机组上网电价是相同或趋同的。如果远离共用输电网的电厂接入成本都由电力用户分摊,不仅造成发电企业之间竞争的不公平,而且使电力用户承担了更多的输电成本,同时还会误导电源规划、降低电网投资运行效率。因此,要优化输配电价结构,综合考虑地理位置、输电距离、电压等级、输电阻塞、环保附加等要素,科学、合理的形成差异化的输配电价结构,使独立核定的输配电价在电力市场建设中有效地发挥促进电力资源优化配置,促进可再生能源、分布式能源和低碳能源消纳以及提高电力投资经济性等重要作用。

3.加大国家电力交易信息化建设,建立可视化的交易环境。要加快推进输配电价体系信息化建设。目前国家已初步确立了省级电网输配电准许总收入和平均输配电价,但公平的电力交易,需要简单、公平、可视化的交易环节。为支持电力交易和市场建设,下一步需要通过国家电力交易信息化系统建设明确显示各级输配电价,逐步使电力市场交易双方能直观查询交易单位地理位置,计算交易双方输电距离,评估历史输电阻塞等情况,扩大电力市场可选择的交易单位,提高整个电力系统的运行效率。

4.对分电压输配电价测算以省为主,跨省线路按投资另行核定。按照现有的行政管理体制,按省内有效资产核对输配电价,符合经济运行实际,也与当地政府的政策执行相匹配。对于跨区跨省电网项目、特高压直流工程、特高压交流工程等资产归属主体复杂的,建议单独核算此线路的输配电价,并按资产在各省内的存续规模,分配运行维护费用。对此类资产应按投资单独核定输配电价,促使投资主体主动、准确预估投资规模,将准许收入和输配电价的核定与社会用电量和负荷预测有效结合起来,保证实际营业收入与投资预测收入尽量接近,避免大的偏差影响跨区域线路投资。

5.稳定电价水平,均衡电网发展。电网公司在长期发展中,已形成输配电运行、检修、电力设备生产、电力软件、电力建设、电力设计、电力监理、金融产业、发电产业、电力培训、物业管理等资产类别,建议通过逐步剥离社会化资产,间接降低输配电价,惠及电力用户。我国输配电价呈显著的“西低东高”格局,应支持东部与西部帮扶,提高电网效率。一方面,通过较低的输配电价引导耗能产业向西部转移;另一方面,将西部能源通过能源互联网送到东部,缓解东部环境保护压力和能源供给安全问题。

6.打破竞争壁垒,合理调配资源。继续放开售电侧和配电网建设经营环节。售电公司可以承担各项供电服务责任,可以通过代理电力用户购电赚取价差,提供节能等增值服务收取服务费。打破现行电费结算模式,售电公司可收取电费,支付相应购电费用。对于大电网购电、向区内用户售电,可以建立“自供区”,灵活处理发电、输电、供电一体化运作。在我国目前的经济形势下,要允许发电集团建立售电公司和参与输配电建设,形成多样电力竞争局面。加快引入市场资本投资电力配网建设,合理调配资源。引导低成本资金进入电力网架建设,从而促使以电力需求为导向,优化电网规划和投资计划,有利于平衡电网投资规模,合理调配资源。

参考文献:

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资成效评价模型[J].价格理论与实践,2016(7).

[6]韩勇,田闻旭,谭忠富.基于长期边际成本的不同电压等级输配电价定价模型及其应用[J].电网技术,2011(7).

[7]白玫,何爱民.发达国家输配电价管制理论的实践和经验借鉴[J].价格理论与实践,2016(3).

[8]施子海,候守礼,支玉强.美国电价形成机制和输配电价监管制度及启示[J].价格理论与实践,2016(7).(本文受到北京市社会科学基金项目“基于价格机制的北京市清洁能源协同发展研究”(SZ201510017010)和北京石油化工学院优秀学科带头人培育计划项目“世界能源格局转型下的油价波动性实证研究”(BI PT-BPOAL-2014)资助。)

(作者单位:王风云、苏烨琴,北京石油化工学院经济管理学院;李啸虎,远光软件股份有限公司)

关于推进输配电价改革的实施意见

关于推进输配电价改革的实施意见 为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)有关要求,理顺电 价形成机制,现就推进输配电价改革提出以下意见。 一、总体目标 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,形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。还原电力商品属性,按照“准许成本加合理收益”原则,核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价,明确政府性基金和交叉补贴,并向社会公布,接受社会监督。健全对电网企业的约束和激励机制,促进电网企业改进管理,降低成本,提高效率。 二、基本原则 试点先行,积极稳妥。输配电资产庞大,关系复杂,历史遗留的问题很多,各地情况千差万别,要坚持试点先行、积极稳妥的原则,在条件相对较好、矛盾相对较小、地方政府支持的地区先行开展试点,认真总结试点经验,逐步扩大试点范围,确保改革平稳推进。 统一原则,因地制宜。输配电价改革要遵循中发〔2015〕9号文件要求,在国家统一指导下进行,按照“准许成本 加合理收益”原则,核定电网企业准许总收入和各电压等级输配电价,改变对电网企业的监管方式。同时,考虑到各地区实际情况,允许在输配电价核定的相关参数、总收入监管方式等方面适当体现地区特点。 完善制度,健全机制。电价改革,要制度先行。需要制订和完善输配电成本监审、价格管理办法,建立健全对电网企业的激励和约束机制,制度和办法要明确、具体、可操作。 突出重点,着眼长远。输配电价改革的重点是改革和规范电网企业运营模式。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费,不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。在输配电价核定过程中,既要满足电网正常合理的投资需要,保证电网企业稳定的收入来源和收益水平,又要加强成本约束,对输配电成本进行严格监审,促进企业加强管理,降低成本,提高效率。在研究制定具体试点方案时,要着眼长远,为未来解决问题适当留有余地。 三、主要措施 (一)逐步扩大输配电价改革试点范围。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上,将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省(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”原则核定电网企业准许总收入和输配电价。凡开展电力体制改革综合试点的地区,直接列入输配电价改革试点范围。鼓励具备条件的其他地区开展试点,尽快覆盖到全国。 输配电价改革试点工作主要可分为调研摸底、制定试点方案、开展成本监审、核定电网准许收入和输配电价四个阶段。鼓励试点地区在遵循中发〔2015〕9号文件明确的基本原则基础上,根据本地实际情况和市场需求,积极探索,勇于创新,提出针对性强、可操作性强的试点方案。试点方案不搞一刀切,允许在输配电价核定的相关参数、价格调整周期、总收入监管方式等方面适当体现地区特点。 (二)认真开展输配电价测算工作。各地要按照国家发展改革委和国家能源局联合下发的《输配电定价成本监审办法》(发改价格〔2015〕1347号),扎实做好成本监审和成本调查工作。 其中,国家发展改革委统一组织对各试点地区开展输配电定价成本监审。各试点地区要配合做好成本监审具体工作,严格核减不相关、不合理的投资和成本费用。非试点地区同步开展成本调查,全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况。在此基础上,以有效资产为基础测算电网准许总收入和分电压等级输配电价。试点地区建立平衡账户,实施总收入监管与价格水平监管。 非试点地区研究测算电网各电压等级输配电价,为全面推进电价改革做好前期准备工作。 (三)分类推进交叉补贴改革。结合电价改革进程,配套改革不同种类电价之间的交叉补贴,逐步减少工商业内部交叉补贴,妥善处理居民、农业用户交叉补贴。过渡期间,由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额,经政

电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究

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 内容提要:2015年以来,国家启动的新一轮电力体制改革,旨在通过改革明晰电力成本构成,完善电价形成机制,逐步打破电网公司输配售一体化垄断经营的现状,有序放开发电和配售电的竞争性业务,实现电力市场充分竞争。理顺输配电价是电力改革的关键环节。本文解析我国输配电价核定方法,研究电价测算参数的相互影响关系,深入剖析电价交叉补贴、分电压等级核定输配电价、电力企业有效资产范围、跨省资产处理等的测算难点,并提出理顺输配电价的对策建议。 关键词:电力企业;输配电价;准许成本;准许收益 2015年开始的新一轮电力体制改革,是我国电力体制厂网分开改革后的延续,是进一步促进电力交易市场化、激发电力企业活力、发挥市场在资源配置中决定性作用的一次重要改革。此次改革的重点是要“管住中间”的电网输配电环节,放开发电端、售电端的竞争。通过核定输配电总准许收入,加强政府对电网的监管,使电网公司的经营转变为成本控制和资产管理水平的提升。由于输配电总准许收入在电力交易中主要以输配电价来体现,因此核定输配电价成为此次电力改革的关键。 电力交易的市场主体主要有发电企业、输电企业、电网调度、配售电公司和电力用户,在交易各环节形成了上网电价、输配电价和销售电价。其中,输配电价在电力产品价值链中更多地反映电网公司的普遍服务功能,相对不具备竞争条件。独立的输配电价是形成电力市场化机制的重要前提。输配电价核定后,电网公司可公平对待电力市场的交易主体,通过主动服务和提升内部管理来提高效益;区域发电企业也具备了相同的竞争环境,会鼓励发电企业进行技术创新和成本控制来提高竞争力;还会因售电侧放开以及增量配电业务放开,提供大量的就业岗位,带动活跃的科技型售电企业开展电力需求侧管理和能效管理,整体促进电力用户的节能减排和产业升级。因此,核定输配电价不仅能全面明晰电网资产及经营状况,分析电力的成本构成,从而完善电价形成机制;也是发电侧市场和用电侧市场充分竞争的前提条件。理顺输配电价有助于打破行业垄断,解决制约电力企业健康发展的矛盾与问题,促使电力行业开展市场化竞争。 一、输配电价研究综述 随着我国电力改革的不断深入,作为电力改革的中间环节——输配电价问题日益受到学者和业界的关注。尤其是2014年以来,有关输配电改革的研究取得了比较丰硕的成果,相关研究可以分为以下三方面。 1. 输配电管制问题研究。 李昂等(2016)基于让·梯诺尔提出的条件约束下的激励机制,建立了以第三方企业为监管执行者的机制,解决输配电成本核算及申报过程中可能出现的信息不对称等问题,实现对电网企业约束与激励。王风云等(2015)从风险辨识与内部控制的角度,探讨了电力企业内部控制体系的建设,通过识别管理流程中风险点与控制点,使电网企业控制风险、增收节支、成本监控、提高盈利能力。完善(2012)分析我国输配电成本监管必要性及输配电成本监管中存在的问题,结合国外输配电成本核算和监管经验提出了我国亟待解决的关键问题。 2. 输配电价形成机制和定价方法研究 蔡建刚等(2014)在激励相容机制基础上构建了输配电企业管制定价模型,在维护消费者的利益的同时还确保输配电企业不亏损,为我国输配电定价形成机制提供了理论依据。董鹤云等(2016)运用Choquet积分方法构建了基于投资成效评价模型的输配电有效资产核定方法,对输配电工程的投资成效进行多元主体评价,核定计入输配电有效资产的数额,引导输配电企业理性投资。韩勇等(2011)构建同时率和负荷率的高峰增量负荷计算模型,依据高峰增量负荷与各电

关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知(发改价格[2009]2474号)

关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知(发改价格 [2009]2474号) 2009年10月26日16:29发改委网站【大中小】【打印】共有评论0 条 发改价格[2009]2474号 关于规范电能交易价格管理等 有关问题的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委(经委)、物价局,各区域电监局、城市电监办,国家电网公司、南方电网公司,内蒙古电力公司,华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司: 为进一步规范电能交易价格行为,维护正常的市场交易秩序,促进电力资源优化配置,现就有关问题通知如下: 一、关于发电企业与电网企业的交易价格 (一)发电机组进入商业运营后,除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外,其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。 (二)发电机组进入商业运营前,其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行。其中,水电按照50%执行,火电、核电按照80%执行;水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。电网企业据此支付购电费,并计入购电成本。 (三)发电企业启动调试阶段或由于自身原因停运向电网购买电量时,其价格执行当地目录电价表中的大工业类电度电价标准。 (四)燃煤发电机组安装脱硫设施、具备在线监测功能且运行正常的,已经环保部门验收合格的,自环保部门验收合格之日起执行脱硫加价;环保部门不能按时验收的,由省级价格主管部门商环保部门通知电网企业,自发电企业向环保部门递交验收申请之日起30个工作日后执行脱硫加价;经环保部门验收不合格的,相应扣减已执行的脱硫加价。发电企业向环保部门递交验收申请时应抄送省级价格主管部门和电力监管机构,并抄录电能表起始表示数。

(完整版)发改委:电力输配分开专项改革小组成立,电力输配分开改革起步

发改委:电力输配分开专项改革小组成立,电力输配 分开改革起步 从接近国家发改委人士处独家获悉,国家发改委已成立“电力输配分开专项改革小组”,研究制定输配电分开方案,推进试点工作。 今年政府工作报告明确提出“推进电力行业改革”;国务院批转《关于2012年深化经济体制改革重点工作的意见》称,今年将“深化电力体制改革,稳步开展输配分开试点”。按照国务院分工,电改任务仍交由国家发改委、国家电监会、国家能源局等部门负责,发改委牵头。 在厂网分开、主辅分离告一段落之后,电改进入“深水区”输配分开。但是,行业和政府内对此意见并不统一。 支持者认为,输配分开有利于厘清输配成本,形成合理的电价。如果输、配、售都在一个企业里,各环节之间有大量的交叉补贴和关联交易,各环节的成本构成难以分清。从企业效率角度看,输配分开后各环节的盈利状况一目了然。 目前,国内独立输配电价尚未出台,输配电价为销售电价和上网电价之间的购销差价。支持输配分开的观点认为,这种核算方式难以反映电力输配环节的真实成本,不利于深入推进电力市场化改革。 而反对者认为,输电和配电分开后又将形成新的垄断,增加交易成本和监管难度,甚至影响电力调度和供应安全。 一位电力专家告诉记者:“在理论层面,输配分开的研究已经非常充分,既借鉴国外经验,又考虑了国内实际。输配分开涉及财务分开、资产分开、人事分开,没有国务院高层强力推行难以实施。” 国家电监会作为电力行业监管机构,是电力体制改革的倡导者。根据电监会2012年电力监管工作安排,今年将“制定开展输配电体制综合改革试点操作方案,推动有关试点工作”。 国家电监会原副主席卲秉仁是输配分开的支持者。他认为,“输电属于自然垄断环境,它应该独立起来,履行一定的公益职能,由国家进行严格监管。配供电要放开准入,实行多元的竞争。输配不分开就无法真实核实输配电的成本,无法进行电价改革。”

省级电网输配电价定价办法(试行)

附件 省级电网输配电价定价办法(试行) 第一章总则 第一条为科学合理核定电网企业输配电价,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,根据《中华人民共和国价格法》、《中华人民共和国电力法》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28号)、《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)的相关规定,制定本办法。 第二条本办法适用于省级电网共用网络输配电价(以下简称“省级电网输配电价”)的核定。省级电网输配电价,是指省级电网企业为使用其经营范围内共用网络的用户提供输配电服务的价格。 第三条核定省级电网输配电价遵循以下原则: (一)建立机制与合理定价相结合。以制度、规则、机制建设为核心,转变政府价格监管方式,既要提高政府定价的科学性,最大限度减少自由裁量权;又要规范电网企业的价格行为,通过科学、规范、透明的制度形成合理的输配电价。 (二)弥补合理成本与约束激励相结合。按照“准许成本加合理收益”的办法核定输配电价,以严格的成本监审为基础,弥补电网企业准许成本并获得合理收益;同时,建立激励约束机制,

调动电网企业加强管理、降低成本积极性,提高投资效率和管理水平。 (三)促进电网健康发展与用户合理负担相结合。通过科学、合理、有效的价格信号,引导电网企业的经营行为和用户的用电行为。既要促进电网健康可持续发展,确保电网企业提供安全可靠的电力,满足国民经济和社会发展的需要;又要使不同电压等级和不同类别用户的输配电价合理反映输配电成本,以尽可能低的价格为用户提供优质的输配电服务。 第四条核定省级电网输配电价,先核定电网企业输配电业务的准许收入,再以准许收入为基础核定输配电价。 第五条省级电网输配电价实行事前核定,即在每一监管周期开始前核定。监管周期暂定为三年。 第六条电网企业应对各电压等级的资产、费用、供输售电量、负荷、用户报装容量、线变损率等实行单独计量、合理归集,并按要求报送政府价格主管部门。 第二章准许收入的计算方法 第七条省级电网输配电准许收入的计算公式为: 准许收入=准许成本+准许收益+价内税金 其中:准许成本=基期准许成本+监管周期新增(减少)准许成本 准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率 第八条准许成本的计算。 (一)准许成本由折旧费和运行维护费构成,区分基期准许成本和监管周期新增(减少)准许成本分别核定。

电价制定方法

科学制定电价 一.我国电价的现状 (一)管理体制: 我国电价由政府价格主管部门负责管理,重大事情报国务院决定。政府价格主管部门对电力价格实行“统一领导、分级管理”,省及省以上电网的电价由国务院价格主管部门负责管理,省以下独立电网的电价由省级价格主管部门负责管理。国家电监会、国家能源局可对电价政策和电价水平提出调整意见。调整居民电价需依法召开调价听证会,具体由国家发展改革委委托省级价格主管部门召开 (二)法律法规体系。 《价格法》对政府定价作出了原则性规定。1996年颁布的《电力法》对电价作出了专门规定;2003年国务院办公厅颁布的《电价改革方案》明确了电价改革的目标、方向和原则;2005年国家发展改革委颁布的《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》明确了电价改革的主要措施。此外,2005年3月颁布的《可再生能源法》对可再生能源的电价管理原则也作出了规定,我们据此制定了《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》。 (三)电价机制。 对我国的上网电价而言,长期以来是以发电成本加上一定的利润回报作为定价基础,体现的是“成本决定价格”的经

济思想,这也是我国电价与电煤价格保持同步增长的根本原因。由于2007年以来煤炭市场全面放开,煤价大幅上涨,煤电价格联动政策受制于CPI高企陷入停滞,发电企业的发电成本大幅上涨,而上网电价仍然维持在2006年水平,电力的成本信号不能有效的传递到终端销售侧,现行电价机制的弊端开始显现,价格出现扭曲。可见,煤电价格联动政策还不是真正意义上的市场机制,我国尚未能建立有效合理反映发电成本的上网电价的市场机制。在当今全球能源趋紧的大环境下,建立能及时反映成本信号的电价体系对实施节能减排及我国电力行业的稳定健康发展尤为重要。 二、制定电价的原理与原则 1.《电力法》第三十六条规定:“电价制定,应当合理补偿成本,合理确定收益,依法计入税金,坚持公平负担,促进电力建设。 2. 电价制定原则 (1)商品原则 所谓商品原则,就是将电能作为商品,按照价值规律要求,在价格中体现电力成本和合理利润,使价格和价值相符。针对发电厂上网电价而言,遵循商品原则,就是实行竞争机制。各电厂逐步实现竞价上网,按电网价格由低到高的原则实行排序调度,实现上网电价有序竞争,以引导投资者千方百计降低造价,提高技术水平,降低燃料,加强管理,降低

销售电价管理暂行办法

【发布单位】国家发展和改革委员会 【发布文号】发改价格[2005]514号 【发布日期】2005-03-28 【生效日期】2005-05-01 【失效日期】 【所属类别】国家法律法规 【文件来源】法律图书馆新法规速递 销售电价管理暂行办法 (发改价格[2005]514号) 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局,国家电网公司,南方电网公司,华能、大唐、 华电、国电、中电投集团公司,各有关电力企业: 根据《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》(国办发〔2003〕62号)要求,为了推进电价改革的实施工作,促进电价机制的根本性转变,我委会同有关部门制定了《上网电价 管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》,现印发给你们,请按照执行。 请各地和有关部门根据国家关于电价改革的统一部署,结合本地实际和电力市场的建设情况,按照上述三个管理办法的规定和要求,加快电价改革步伐,积极稳妥做好电价改革的各项工作,促进电力工业与国民经济的协调、健康发展。 中华人民共和国国家发展和改革委员会 二○○五年三月二十八日 销售电价管理暂行办法 第一章总则 第一条为建立健全合理的销售电价机制,充分利用价格杠杆,合理配置电力资源,保护 电力企业和用户的合法权益,根据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改 革方案的通知》(国发〔2002〕5号)、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》 (国办发〔2003〕62号),制定本办法。 第二条本办法所称销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。

第三条销售电价实行政府定价,统一政策,分级管理。 第四条制定销售电价的原则是坚持公平负担,有效调节电力需求,兼顾公共政策目标, 并建立与上网电价联动的机制。 第五条本办法适用于中华人民共和国境内依法批准注册的电网经营企业。 第二章销售电价的构成及分类 第六条销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。 购电成本指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能所支付的费用 及依法缴纳的税金,包括所支付的容量电费、电度电费。 输配电损耗指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能后,在输配 电过程中发生的正常损耗。 输配电价指按照《输配电价管理暂行办法》制定的输配电价。 政府性基金指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准,随售 电量征收的基金及附加。 第七条销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用 电价格三类。 第八条销售电价分类根据用户承受能力逐步调整。先将非居民照明、非工业及普通工业、商业用电三大类合并为一类;合并后销售电价分为居民生活用电、大工业用电、农业生产用电、贫困县农业排灌用电、一般工商业及其它用电五大类,大工业用电分类中只保留中小化 肥一个子类。 第九条每类用户按电压等级定价。在同一电压等级中,条件具备的地区按用电负荷特性 制定不同负荷率档次的价格,用户可根据其用电特性自行选择。 第三章销售电价的计价方式 第十条居民生活、农业生产用电,实行单一制电度电价。工商业及其它用户中受电变压 器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户,实行两部制电价。受电变 压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价,条件具备的也可实行两 部制电价。 第十一条两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。

输配电价管理暂行办法

《输配电价管理暂行办法》 第一章总则 第一条为建立健全合理的输配电价机制,促进电网发展,提高电网经营企业效率,维护电网安全、稳定运行,根据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》(国办发〔2003〕62号),制定本办法。 第二条本办法所称输配电价是指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。 第三条输配电价由政府制定,实行统一政策,分级管理。 第四条电网输电业务、配电业务应逐步在财务上实行独立核算。 第五条输配电价按"合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担"的原则制定,以有利于引导电网投资、完善电网结构,促进区域电力市场的建立和发展,满足国民经济和社会发展的需要。 第六条本办法适用于中华人民共和国境内依法批准注册的电网经营企业。 第二章输配电价体系 第七条输配电价分为共用网络输配电服务价格、与项服务价格和辅劣服务价格。 第八条共用网络输配电服务价格指电网经营企业为接入共用网络的电力用户提供输配电和销售服务的价格,简称共用网络输配电价。输配分开后,应单独制定输电价格和配电价格。 第九条与项服务价格是指电网经营企业利用与用设施为特定用户提供服务的价格,分为接入价、与用工程输电价和联网价三类。接入价指电网经营企业为发电厂提供接入系统服务的价格。 与用工程输电价指电网经营企业利用与用工程提供电能输送服务的价格。 联网价指电网经营企业利用与用联网工程为电网之间提供联网服务的价格。 第十条辅劣服务价格是指电力企业提供有偿辅劣服务的价格,办法另行制定。 第三章输配电价确定 第十一条电价改革初期,共用网络输配电价由电网平均销售电价(丌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。 第十二条输、配电价向成本加收益管理方式过渡过程中,现行输、配电成本不输、配电价格差距较大的电网,逐步调整输、配电价。

省级电网输配电价定价办法

省级电网输配电价定价办法 第一章总则 第一条为科学合理核定省级电网企业输配电价,健全输配电定价制度,根据《中华人民共和国价格法》《中华人民共和国电力法》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28号)《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)的相关规定,制定本办法。 第二条本办法适用于省级电网输配电价的核定。省级电网输配电价,是指省级电网企业在其经营范围内为用户提供输配电服务的价格。 第三条核定省级电网输配电价遵循以下原则: (一)促进电网企业高质量发展。立足保障电力安全可靠供应,强化电网企业成本约束,以严格的成本监审为基础,按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入;健全激励约束机制,促进电网企业加强管理降低成本,为用户提供安全高效可持续的输配电服务,助力行业和用户提高能效降低能耗。 (二)实现用户公平分摊成本。基于各类用户对输配电系统成本的耗费,兼顾其他公共政策目标,确定输配电价格,优化输 —3—

配电价结构。 (三)严格规范政府定价行为。明晰定价规则,规范定价程序,科学确定方法,最大限度减少自由裁量权,提高政府定价的法治化、规范化、透明度。 第四条核定省级电网输配电价,先核定电网企业输配电业务的准许收入,再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。 第五条省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年。 第六条电网企业应对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据,按相关规定进行统计归集,并于每年5月底之前将上一年有关数据及材料报送国务院价格主管部门和省级政府价格主管部门。对未按要求及时报送的电网企业,国务院价格主管部门和省级价格主管部门可以视情况进行通报和约谈。 第二章准许收入的计算方法 第七条省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。 其中:准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增(减少)准许成本 —4—

我国电价存在的问题及改革建议

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/2014563350.html, 我国电价存在的问题及改革建议 作者:严泽民 来源:《北方经济》2011年第04期 摘要:电力产业是一个国家经济发展的重要动力保障,也是一个国家国民生活的基本要 素之一。电力产业的发展关系到国计民生。电价改革是电力改革的核心,本文对我国电价构成中存在的问题进行了分析,结合我国的电价现状和制定方法,分析电价规制政策对电力发展的影响因素,并对我国电力价格规制提出合理建议。 关键词:电价改革规制建议 在纵向一体化的电力产业中,发电、输电、配电、售电捆绑经营,统一进行成本核算,形成了最终的销售电价,电价规制的主要目标是抑制电力经营企业制定垄断价格,防止企业获得垄断利润,保护广大消费者的利益。 一、我国电价存在的主要问题 (一)“上网电价”没有形成竞争 虽然我国在2002年就开始了“厂网分开,竞价上网”的试点工作,但至今“竞价上网”的运 作没有实质性进展,形成了“多家办电”、“多家管理”的混乱局面,导致了不同电网执行不同的上网电价,不同的投资主体具有不同的电价,不同时期建成的机组执行不同的电价,出现了“一厂一价”、“一机一价”的个别成本定价形式。 2002年我国电力产业重组,改组为五大发电集团,实行上网竞争。但在实际中,各地区 机组仍然以自己原有的形式进行发电和报价,明显不是市场竞争形成的电价。而且许多地区为了维护本省、地区发电企业的利益,宁可使用本省发电企业的高价电,也不利用其他省份的廉价电力。广东省拒绝西南地区的廉价水电就是最好的例证。 (二)输配电价形成机制不合理,输配电价过低 我国至今还没有制定一个比较合适的输配电价体系,只能采用成本加成法来计算电网企业的利润。虽然国家近几年逐年公布各省级电网输配电价,引导科学合理的输配电价定价机制的形成,但从实际的执行情况来看,仍然采用传统的销售电价减去上网电价的方式来形成。

输配电定价成本监审办法(试行)

国家发展改革委国家能源局 关于印发《输配电定价成本监审办法(试行)》的通知 发改价格〔2015〕1347号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司,国家能源局派出机构,国家电网公司,南方电网公司,内蒙古电力公司: 为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发…2015?9号)精神,推进输配电价改革,我们制定了《输配电定价成本监审办法(试行)》,现印发给你们,请按照执行。 省级电网输配电定价成本监审工作由国家发展改革委统一组织,国家能源局配合,各省级价格主管部门和国家能源局派出机构按照国家要求做好相关工作。 附件:输配电定价成本监审办法(试行) 国家发展改革委国家能源局 2015年6月9日 输配电定价成本监审办法(试行) 第一章总则 第一条为加强对电网输配电成本的监管,规范输配电定价成本监审行为,提高输配电价制定的科学性、合理性和透明度,根据《中华人民共和国价格法》、《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发…2015?9号)和《政府制定价格成本监审办法》(国家发展改革委令第42号)等有关规定,制定本办法。 第二条本办法适用于对提供输配电服务的电网经营企业(以下简称电

网企业)实施定价成本监审的行为。 第三条输配电定价成本监审应遵循以下原则: (一)合法性原则。计入定价成本的费用应当符合《中华人民共和国会计法》等有关法律、行政法规和财务会计制度的规定。 (二)相关性原则。计入定价成本的费用,应当与输配电服务相关。 (三)合理性原则。计入定价成本的费用应当符合输配电服务的合理需要,影响定价成本水平的主要经济、技术指标应当符合行业标准或者公允水平。 第四条电网企业应当按照输配电定价监管需要建立、健全成本核算制度,按照电压等级、服务和用户类别准确记录和合理归集输配电的生产经营成本(费用)数据。 第五条输配电定价成本监审,应当以近三年经会计师事务所或审计、税务等政府部门审计(审核)的年度财务会计报告、会计凭证、账簿及电网投资、生产运行、政府核准文件等相关原始资料为基础。 第二章输配电定价成本构成与归集 第六条输配电定价成本包括折旧费和运行维护费。 第七条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。 第八条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。 (一)材料费指电网企业提供输配电服务所耗用的消耗性材料、事故备品、低值易耗品等费用。 (二)修理费指电网企业为了维护和保持输配电相关设施正常工作状态所进行的修理活动所发生的费用。 (三)职工薪酬指电网企业为提供输配电服务的职工提供的各种形式的报酬,包括职工工资、奖金、津贴和补贴,职工福利费,养老保险、医疗保险费、工伤保险费、失业保险和生育保险费等保险费用,住房公积金,工会经费和职工教育经费等。 (四)其他费用指电网企业提供正常输配电服务发生的除以上成本因素外的费用。包括办公费、会议费、水电费、研究开发费、电力设施保护

《省级电网输配电价定价办法》

附件1 《省级电网输配电价定价办法》 (修订征求意见稿) 第一章总则 第一条为科学合理核定省级电网企业输配电价,健全输配电定价制度,根据《中华人民共和国价格法》《中华人民共和国电力法》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28号)《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)的相关规定,制定本办法。 第二条本办法适用于省级电网输配电价的核定。省级电网输配电价,是指省级电网企业在其经营范围内为用户提供输配电服务的价格。 第三条核定省级电网输配电价遵循以下原则: (一)促进电网企业高质量发展。立足保障电力安全可靠供应,强化电网企业成本约束,以严格的成本监审为基础,按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入;健全激励约束机制,促进电网企业加强管理降低成本,为用户提供安全高效可持续的输配电服务,助力行业和用户提高能效降低能耗。 (二)实现用户公平分摊成本。基于各类用户对输配电系统成本的耗费,兼顾其他公共政策目标,确定输配电价格,优化输配电 1

价结构。 (三)严格规范政府定价行为。明晰定价规则,规范定价程序,科学确定方法,最大限度减少自由裁量权,提高政府定价的法治化、规范化、透明度。 第四条核定省级电网输配电价,先核定电网企业输配电业务的准许收入,再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。 第五条省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年。 第六条电网企业应对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据,按相关规定进行统计归集,并于每年5月底之前将上一年有关数据及材料报送国务院价格主管部门和省级政府价格主管部门。对未按要求及时报送的电网企业,国务院价格主管部门和省级价格主管部门可以视情况进行通报和约谈。 第二章准许收入的计算方法 第七条省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。 其中:准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增(减少)准许成本 准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率 2

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