大用戶直接交易輸配電價測算方法分析

◎文/張文月 張立巖 劉樹勇 王磊

大用戶直接交易輸配電價測算方法分析

◎文/張文月 張立巖 劉樹勇 王磊

隨著我國大用戶直接交易如火如荼的開展，本文匯總了試點省份直接交易的輸配電價水平，分析了輸配電價對直接交易的影響。根據國家電價政策分析了直接交易輸配電價結構，并分析了直接交易輸配電價計算方法。建立了包括準許成本、準許收益和稅金三部分的成本加收益測算方法，建立了分電壓等級的成本分攤方案，有利于制定合理的輸配電價。

直接交易；輸配電價；測算方法；成本分攤

隨著電力體制改革，大用戶直接交易是電力市場發展的必然趨勢，研究合理的輸電費用是開展大用戶直接交易的重要前提。

大用戶直供電，是指電廠和終端用電大用戶之間通過直接交易的形式，協定購電量和購電價格，然后委托電網企業將協議電量由發電企業輸配至重點購電大用戶，并另外支付電網企業所承擔的輸配服務費用的供電模式。

大用戶直供電是國家深化電力市場化改革的重要內容。黨的十八大以后，按照加快完善社會主義市場經濟體制的要求，中央和地方陸續出臺了相關政策，開展了大用戶直供電試點工作。

目前，獨立的輸配電價體系尚未建立，各試點省份輸配電價都是逐一試點批復的，并未形成科學合理的輸配電價機制。因此，逐步建立以成本加合理收益的輸配電價機制，對促進輸配電價的清晰合理具有重要意義。

2013年12月11日國家電網公司發布《國家電網公司關于做好大用戶直接交易輸配電價有關工作的意見》（以下簡稱：國家電網財［2013］1840號），指出要對嚴格執行國家關于大用戶直接交易準入條件規定的地區，各單位要積極向價格主管部門匯報溝通，爭取建立大用戶直接交易輸配電價定期調整機制。對按2012年電網相關數據重新測算的大用戶直接交易輸配電價標準與已批復標準存在較大差異的，要盡快報公司總部審核后，促請省級價格主管部門向國家發改委報文進行調整。

一、大用戶直接交易輸配電價現狀

（一）試點省份情況介紹

2012年以前，大用戶直接交易進展緩慢，僅有吉林、遼寧、安徽、福建、江蘇、黑龍江、廣東7個省開展了試點。2013年大用戶直接交易的政策出臺較為密集，推進了大用戶直接交易的步伐，甘肅、寧夏、湖南、四川、山西、江蘇、廣東等省政府組織開展或擴大了大用戶直接交易。

表1 2009年以來國家批復大用戶直接交易輸配電價單位：元/千千瓦時

2010年國家發改委批復了江蘇省輸配電價，將電力用戶與發電企業直接交易試點的電量電價（不含線損）定為129元/千千瓦時，其中110千伏用戶為109元/千千瓦時，220千伏用戶為89元/千千瓦時。

湖南省通過直接交易試點，扶持省內傳統支柱產業和戰略新興產業，培育新的經濟增長點。國家批復輸配電價110千伏87元/千千瓦時，220千伏69元/千千瓦時。

甘肅是重要的能源基地，發電裝機較大，新能源發展迅速，發電能力充裕。但由于其工業經濟發展水平較低，電力就地消納能力不足。因此，甘肅省旨在通過直接交易進一步提高電力就地消納能力。直接交易價格降幅不低于2分/千瓦時，其中目錄電價大工業類別中單列生產用電降幅不低于6分/千瓦時。國家批復輸配電價執行大工業用電的基本電價標準，電量電價為96元/千千瓦時，其中220千伏為66元/千千瓦時，110千伏為81元/千千瓦時。

（二）輸配電價對直接交易的影響

大用戶直接交易不僅在大用戶的購電行為中加入了選擇的權利，也在售電側引入了競爭。我國現在推行的大用戶直接交易試點中存在一些問題，如輸配電環節沒有獨立的輸配電價格，輸配電成本不透明，短期內無法形成各方所能接受的輸配電價標準。目前搞電力體制改革要加快輸配電價改革步伐，盡快以輸配電成本為基礎，分電壓等級來確定大用戶的輸配電價水平。

目前，由于輸配電價機制尚未形成，銷售電價與購電價之間的差價構成了電網公司的收入。一旦電網開放，實行直接交易之后，電網將轉變為市場經濟中的運營商，沒有輸配電價機制電網公司的收入將無法獲取。因此，需要研究直接交易輸配電價的定價機制，發電企業和大用戶之間合理分攤輸配電成本的同時，也要保證電網在回收成本的基礎上獲取合理的利潤，以保證電網的可持續發展。

圖1 輸配電價結構

二、直接交易輸配電價計算

（一）直接交易輸配電價結構

國家發展改革委員會2005年出臺的《關于印發電價改革實施辦法的通知》（發改價格［2005］514號）給出了明確的定義，輸配電價是指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格的總稱。包括：共用網絡輸配電價、專項服務價格、輔助服務價格三類。輸配電損耗不含在輸配電價內，將直接計入銷售電價。

共用網絡輸配電價是指電網經營企業為接入共用網絡的發電廠和電力用戶提供輸配電服務的價格，簡稱共用網絡輸配電價。目前我國共用網絡主要包括區域電網輸電價和跨省電網輸配電價。

專項服務價格是指電網經營企業利用專用設施為特定電廠或電網提供服務的價格，分為接入（出）價、專用工程輸電價和聯網價三類。

輔助服務價格是指為了保證系統安全運行、電力供應質量等所需的除正常電能生產外的服務。輔助服務一般分為與有功平衡有關的輔助服務、為無功和系統電壓控制的輔助服務、為黑啟動的輔助服務三類。

（二）直接交易輸配電價計算

輸配電價是按照國家現行電價政策和實際用電結構，計算得到的輸配電價，反映電網企業現行輸配電價水平，為研究測算理論輸配電價、制定輸配電價改革措施提供參考。大用戶直接交易的交易電價是指參與直接交易試點的電力用戶執行兩部制電價，由電度電價和基本電價構成?；倦妰r執行大工業用電類別的基本電價標準；電度電價由直接交易價格、電度輸配電價、輸配電損耗費、政府性基金及附加四部分組成。

按照國家電監會、發改委、能源局聯合印發的《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》（電監市場［2009］20號），直接交易輸配電價，近期按平均輸配電價（不含躉售縣）扣減電壓等級差價后的標準執行。其中，110千伏（66千伏）輸配電價按照10%的比例扣減，220千伏（330千伏）輸配電價按照20%的比例扣減，輸配電價實行兩部制。

綜合輸配電價=銷售電價－上網電價－網損折價－容量電價－政府基金

110千伏電量電價=90%×綜合輸配電價

220千伏電量電價=80%×綜合輸配電價

三、成本加收益方法測算

（一）準許成本

電網企業的成本由所屬業務不同可以分為：購電成本和輸配電成本。輸配電成本從用途上看包括：材料費、修理費、職工薪酬、折舊費和其它運營費用等；輸配電成本只是電網企業成本的一部分，電網企業成本中只有輸配電業務引起的成本才能計入到輸配電成本之中。根據我國電價改革方案，輸配電準許成本由折舊費和運行維護費構成。

（1）折舊費。折舊費用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核定。

（2）運行維護費。運行維護費原則上以電網經營企業的社會平均成本為基礎核定。

（3）輸配電準許成本測算。輸配電準許成本為折舊費與運行成本之和。

（二）準許收益

根據我國電價改革方案，準許收益等于有效資產乘以加權平均資本成本率。其中，有效資產是經政府價格主管部門核定，符合項目核準、招投標法等規定的投資。權益資本成本按照無風險報酬率加上風險報酬率核定。初期，可按照同期長期國債利率加一定百分點核定；債務資本成本按國家規定的長期貸款利率確定。

（1）有效資產。輸配電有效資產是指保證輸配電業務正常運轉所必需的資產。根據電價改革方案等文件的規定，電網企業的有效資產包括固定資產、流動資產、無形資產等。

有效資產按年初值計算，有效資產=年初固定資產凈值+年初流動資產+年初無形資產。

（2）權益資金成本。權益資金成本是投資者要求補償的最低利潤回報，它等于包括商業風險和金融風險在內的資金成本。

（3）債務資金成本。電網企業主要通過向國有商業銀行借款和發行債券來進行債務融資。為給電網企業留下激勵的空間，建議債務資本成本按銀行的名義利率考慮。其債務成本可通過計算各項債務的加權平均債務資金成本來確定，計算式為：

（4）準許收益測算。準許收益計算公式為：

準許收益=有效資產×加權平均資本成本率（WACC）。

加權平均資本成本率（%）=權益資本成本率×（1－資產負債率）+債務資本成本率×資產負債率

（三）稅金

稅金是指電網企業在監管期內經營輸配電業務需要繳納的各種稅金。根據我國稅收規定，需要繳納的主要稅金有增值稅、企業所得稅、主營業務稅金及附加等。

企業所得稅=權益回報×企業所得稅稅率

增值稅=銷項稅－進項稅=準許收入×增值稅稅率－進項稅

主營業務稅金及附加=增值稅×（城市建設維護稅稅率+教育費附加費率）

其中，城市建設維護稅稅率為7%，教育費附加稅率為3%，企業所得稅稅率為25%，增值稅率為17%。

（四）輸配電價總水平測算

電網輸配電價總水平是根據該電網的總準許收入與總售電量計算的，計算式為：

輸配電價總水平=總準許收入÷總售電量

各電壓等級輸配電價水平的測算，在計算出各電壓等級承擔的總費用后，則可以以各電壓等級的用電量為基數，計算各電壓等級的輸配電價。

不含稅某年某電壓等級輸配電價=該電壓等級承擔的輸配電服務總成本÷該年該電壓等級總用電量

四、輸配電成本分攤

（一）將準許收入在各電壓等級之間分攤

在輸配電業務的準許收入確定后，需要在各電壓等級之間按線路和變電進行分攤，形成各電壓等級線路和變電的準許收入。

各電壓等級線路和變電的準許收入，是以各電壓等級線路和變電資產原值的比來為基礎確定的。計算式為：

某電壓等級線路準許收入=該電網自身的輸配電業務準許收入×該電壓等級線路固定資產原值占輸配電業務總固定資產原值的比例

某電壓等級變電準許收入=該電網自身的輸配電業務準許收入×該電壓等級變電固定資產原值占輸配電業務總固定資產原值的比例

（二）計算各電壓等級承擔的總費用

由于低電壓等級部分或全部電力來源于高電壓等級的供電，因此，低電壓等級應分攤高電壓等級的費用，并與該電壓等級的費用一起形成承擔的總費用。高電壓等級電網向低電壓等級電網分攤輸配電成本，可選擇按負荷或電量比例進行分攤。

某電壓等級分攤高電壓等級變電成本=某高電壓等級變電成本×高電壓等級變壓器向本電壓等級供電的比例

某電壓等級輸配電成本=該電壓等級線路成本+該電壓等級分攤高電壓等級變電成本

五、結論與建議

從國家推動電力體制新一輪改革、加快電力市場化的方向來看，大用戶直接交易試點的范圍和電量規模還將進一步擴大。建立一套獨立的輸配電價體系，需要實現各方利益。各地電價水平有相對偏低的，有相對合理的，也有許多地方相對偏高，可能影響和制約供需雙方直接交易的積極性。為保證價格穩定，防止市場波動過大，本文推導出一套合理的輸配電價測算及分攤的方案，引入了成本管理效率的思路。

若按照成本加收益方法對輸配電價進行獨立定價，將為電網管理體制下的“三公”調度提供制度性保障。若實行獨立輸配電價，將從根本上改變電網企業獲取收入和利潤的方式，進入對輸配電成本、價格、收入等全面監管的新時期。

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責任編輯：馮時

TM7

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1006－1255－（2015）12－0042－04

張文月（1982—），國網天津市電力公司本部。郵編：300171

張立巖（1982—），國網天津市電力公司本部。郵編：300171

劉樹勇（1978—），國網天津市電力公司經研院。郵編：300171

王磊（1981—），國網天津市電力公司經研院。郵編：300171