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配电业务监管基础知识(三):我国配电价格定价方法的选择 ...

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发表于 2018-11-9 09:49:00 | 显示全部楼层 |阅读模式
国家发改委于2017年底印发的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中提出了四种确定配电价格的方法:“招标定价法”、“准许收入法”、“最高限价法”和“标尺竞争法”。在本文中我们将探讨这些定价方法的特点、优势以及潜在的问题,并给出我们对配电价格定价方法选择的建议。


招标定价法
招标定价法适用于采用招标方式确定投资主体的配电网项目。
从表面上看,招标定价法既合理又简单:说它合理,是因为在这种方法是通过市场竞争发现价格,只不过是把运营阶段的竞争提前到了准入阶段而已;说它简单,是因为这种方法直接确定了配电价格,无需经过复杂的核定过程。
然而,美国上世纪七、八十年代的实践表明,通过前期招标来确定后期服务价格的方式在实践中存在诸多困难,主要问题是在长达数十年的经营期(经营期必须长,否则多次准入竞争带来的成本会超过监管带来的成本)内,成本和价格会逐渐脱节,经营者和消费者中某一方的利益会受损,最终导致监管合同执行不下去。更严重的是,这种方法会导致投标者的机会主义:先获得特许经营权再说,反正到时候再挟持大量用户来进行漫长的法律程序。
招标定价法也有一些成功案例,不过基本都是结合“不完整合同”,即招标确定的价格不是运营期实际执行的价格,而是“影子价格”,该“影子价格”会随着一些条件的变化按预定的规则进行调整。


准许收入法
准许收入法适用于所有配电项目,甚至包括完全新增的、尚未实际运行的配电项目,因为它是事前定价。
准许收入法的监管理念是,配电企业有公允的机会能回收“准许成本加合理收益”。这较好地平衡了配电企业和电力用户的利益。在“准许成本加合理收益”监管方式下,配电企业的收益和配电量无关,不会影响配电企业节能降耗的积极性。正是因为这些优点,准许收入法在全世界范围内得到了广泛应用。
准许收入法的缺点是它对成本监管的严重依赖。为此,配电公司需要严格记录并汇报其成本,监管机构则需要严格审查配电企业的成本。这些工作本身都需要耗费大量成本。



最高限价法和标尺竞争法
最高限价法和标尺竞争法都是适用于同一区域内有比较多类似配电业务的情况。
对于最高限价法,配电网的配电价格的上限是参照当地其他具有可比性的配电网配电价格,结合其自身的成本情况、供电可靠性、服务质量等指标来确定的;对于标尺竞争法,配电网的配电价格不仅依赖于自身成本,还依赖于当地其他配电网的平均价格水平(或平均先进价格水平)。这两种方法都是激励性很强的定价方法,能诱导配电企业降低成本、提高服务质量。
这两个定价方法的最大问题在于它们限制的是价格,因此配电企业会反对节能降耗、需求侧管理等会降低配电量的政策,背离生态环境保护等目标。
在国内外的监管实践中,上限限制和标尺竞争方法在运维成本核定中有大量应用。


我国配电价格定价方法的选择
原则上,在充分认识到上述各种定价方法的适用范围、优势和问题之后,地方价格主管部门可以根据实际情况选择合适的方法,只是需要针对潜在问题提前做好相关的安排。
结合当前的实际情况,我们认为准许收入法会是最主要的配电价格定价方法。


当前我国制定配电价格面临哪些困难?
《指导意见》明确限定“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价”。该限制是为了避免电改带来涨电价,导致改革遭受更大的阻力。
然而,由于我国的现行的销售电价体系中存在电压等级间的交叉补贴(一般是高电压等级补贴低电压等级),电压等级之间的销售电价差值一般比较小,从而间接导致了大部分省区的省级电网输配电价在电压等级之间的差值也比较小(因为输配电价在制定时考虑了和销售电价衔接)。
上述两个因素叠加,会导致很多配电网(特别是新增的配电网)难以通过制定合理的配电价格来回收投资。为了不突破《指导意见》的限制,那些配电网会直接以省级电网输配电价的差值作为其配电价格的基准。


能否采用基于省级电网输配电价差值的最高限价法?
既然很多配电网都会以省级电网输配电价的差值作为配电价格的计准,那能不能干脆直接将那些差值作为最高限价法的价格上限?

我们认为这种定价方法值得商榷。因为:

  • 这种定价方法并没有建立起合理的配电价格的定价机制。这里的配电价格既不是像“准许收入法”那样以配电成本为基础,也不是像“最高限价法”和“标尺竞争法”那样以公允的效率为基础。直接用这个差值来作为配电价格,会使得部分配电网难以收回投资,也会使得部分条件较好的存量配电网获得过多的收益。也就是说,要么损害投资者的利益,要么损害电力用户的利益。
  • 这种定价方法没有建立起配电网和省级电网之间的合理结算机制。在当前,我国各省区的省级电网输配电价还没有将输电价格和配电价格分开制定,用电压等级之间的差值作为配电价格会引出一系列问题,比如:这个配电价格中是否还包含交叉补贴和损耗?配电网和省级电网之间的结算价格是否要扣除交叉补贴和损耗?配电网和省级电网之间的结算电量是采用关口计量的电量还是采用用户电表计量的总和?政府性基金和附加又如何处理?
  • 如果配电网内有一般工商业用电,这种定价方法会难以落地。当前大部分省区的一般工商业用电没有110kV的输配电价,220kV更是完全没有。对于一个220kV的配电网,一般工商业的配电价格用哪两个电压等级之间的差值?
  • 这种定价方法无法支撑配电企业制定更合理的配电价格套餐。“配电网企业可探索结合负荷率等因素制定配电价格套餐,由电力用户选择执行”,这是《指导意见》中的建议,而且是一个非常有价值的建议。但如果采用差值定价,那么对于两部制电价,配电网内的基本电价就必须和省级电网的完全一致,“配电价格套餐”就无法实现了。
  • 这种定价方法难以激励配电网降低损耗。当前大部分省区的省级电网输配电价中已经包含损耗,而且是综合损耗。用差值作为配电价格,配电网将缺少降低损耗的动机。
总之,省级输配电价的差值只是一个价格水平限制,不是一个合理的定价基础。而配电价格的定价,重要的是建立机制,不是确定具体价格。合理的机制不仅能保护电力用户,也需要使得潜在投资者对配电业务的收益有一个稳定的预期。


如何克服当前制定配电价格面临的困难?
当前的困难主要来自于省级电网输配电价结构不合理。这个问题业界早已有共识。国家发改委不仅在其近年来印发的文件多次要求各地“拉开各电压等级间的差价”,在《指导意见》中也建议:“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的,省级价格主管部门可根据实际情况,向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”。我们有理由相信,随着电改的推进,这个问题一定会改善直至解决。
同时,如果采用“准许收入法”确定配电价格,由于政策限制导致配电企业无法在当期足额回收准许收入的,未收回的部分可以调剂到未来的年度(或者监管周期)进行回收,因此配电业务的长期财务模型不会受到太大影响。




(感谢胡荣权、尹明、彭立斌等专家对本文的贡献。)
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