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我国输配电价改革艰难起步 成本之谜

尽管关于我国电力体制改革的呼声由来已久,但业内人士认为,这一改革最关键的是理顺价格机制,让发电企业竞争上网,电能也采取市场化的方式进行交易。
因此,继《输配电成本监管办法》征求意见方案出台后,一份《电能交易基本规则》的草案也开始征求意见,业内认为,这是电监会对输配电改革提上日程的明确信号。
输配电成本之谜
早在10月份,中国华电集团公司政策法律部主任陈宗法就向时代周报记者表示,在我国的电价问题上,市场化行为还远远不够。
尽管不是对这一问题作出的实际答复,但电监会此次连续公布两套征求意见草案,特别是《电能交易基本规则》这一征求意见稿,恰是为了推进通过自主协商或集中竞争等方式进行电能买卖的原则。
2002年,我国提出“厂网分开、输配分开”的改革方向,这标志着我国的电力改革正式启动,2005年,原国家电力公司被拆分为现在的五大发电集团和两大电网。
在厂网分开后,大型用电企业直接向发电企业进行“直购电”的模式一直被相关部门视为改革探路石,但此后几年,发改委和电监会电价改革的种种条文,只是对这一交易模式进行修补,真正的电力市场化改革陷于停滞。
目前,中国的输电业务主要由国家电网公司和南方电网公司垄断,其输配电成本自2006年以来,呈逐年递增态势。据电监会监管报告显示,2009年,中国主要电网企业输配电成本为3479.53亿元人民币,较上年同期增长13.18%;其中,国家电网为2681.14亿元,南方电网为798.39亿元。
而与此形成对比的是,在这一成本的基础上,按照现行规定的《输配电成本核算办法》,电网企业应在“输配电成本”的二级科目下进行设置材料费、工费、福利费、折旧费、修理费以及其他费用等三级科目,但由于缺乏有利的监管机制,目前这一成本的核算上报仍停留在一级科目。与之相对应的是,对输配电进行定价却由国家调控形成。
而电监会发布《2010年一季度西北区域电网企业输配电成本情况通报》中,在输配电成本构成中,第一大成本为折旧,占比为28%,第二大成本是“其他费用”,占比高达19%,薪酬、材料费、输电费等费用均居其后。
因此,一位发电企业资深研究人员向时代周报记者称:“从实际情况来看,电网一直不公开其成本的做法已经在业内饱受质疑,此外,从国家电力公司被拆分出来的7大企业,在此前也曾是一家人,因此在这一圈子里,关系网的存在也对我国的电力改革造成了一定的影响。”
因此,电监会的一名内部人士曾向媒体表示,输配电价改革也是电价改革的核心内容,主要采取两手策略:一是对电网资产和成本进行财务独立核算;二是分别核定输电电价和配电电价。
而此次出台的两部征求意见稿,也是旨在对这一问题进行梳理。
组合拳仍显不足
随着金融市场的发展,中国的电网行业在最近几年进入了融资高潮期,从特高压到智能电网,投资金额都以万亿计算,因此其成本的变动也引来了各方注意。
2009年,中国主要电网企业输配电成本中,成本变动最显著的是折旧,同比增长18.34%,在输配电成本中的比重达到了46%,较2008年提高5.54个百分点。
因此,本次的意见征求稿,要求电网企业应当对输配电成本数据重大变化作出合理解释和详细说明。
根据《输配电成本监管办法》征求意见稿,电力监管机构将对电网企业输配电成本核算行为实施监管,同时要求电网企业建立成本核算制度,正确设置成本核算对象、成本项目和会计项目,准确计量、归集、分配输配电成本数据,定期向电力监管机构报送输配电成本报表及说明。
此外,根据组合拳之一《电能交易基本规则》草案,将对这一成本进行正式约定。该意见指出,交易过程中电网企业收取的输配电费用应按国家核定的标准执行;未经国家核定的,由电网企业和相关交易主体协商确定,报电力监管机构备案后执行。与此同时,合同应明确交易时段、电量、电价、输电价格、交易对象等内容。
而这份《规则》另一重要部分则针对跨省区电能交易、大用户与发电企业直接交易和发电权交易等进行了规定,确定以市场需求为导向,通过自主协商或集中竞争等方式进行电能买卖的原则。
对此,中投顾问能源行业研究员宋智晨表示,实现“输配分开”仍需较长时间,但是从《输配电成本监管办法(试行)》到《规则》的出台,表明了国家对“十二五”期间电力市场化改革的重视程度,“预计从明年开始,电力交易改革方面就将有大动作。”宋智晨说。
“从客观条件看,目前通胀压力较大,国家不能上调居民消费电价,但发电企业连年亏损也是现实,推进市场化改革降低发电企业成本、厘清输配电成本,挤出上网电价的上调空间是当务之急。”宋智晨说。

但电力专家认为,两份征求意见稿在输配电价的针对性上有所突破,但在具体方面还远远不够,如对于输配电的成本核算内容和科目,输配电在电力交易中定价的计算方式,如何就其真实性进行确认等都还不足。中国的电价改革,仍在进行艰难的起步。

 

 

 

 

 
 
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