從深圳開始，中國終于要推出獨立的輸配電價了。在此之前，中國的電力改革推進了12年，一直沒能確立一套合理的輸配電價標準及核定方法。

　　輸配電價的確定關系重大，難度也極大，原因在于核定電網的輸配成本非常困難，特別是在需要核定成本的對象是一個總資產2.57萬億元、投資跨越金融、制造、礦業、地產等多個領域的超級電網——國網的情況下。

　　“目前的輸配電價只是購銷差價，并不是按照輸配電成本核算出來的。”電力行業多位資深人士如此評價。

　　作為電價制定的權威部門，發改委在2007年、2008兩年公布了前一年的輸配電價和銷售電價，但業內人士認為這一輸配電價只是前一年實際的購銷差價。

　　按照2007年公布的輸配電價，最高的幾個省分別是：海南0.215元/千瓦時，新疆和上海均為0.196元/千瓦時，廣東0.18元/千瓦時，重慶0.173元/千瓦時，江蘇和黑龍江0.16元/千瓦時，京津唐0.156元/千瓦時；輸配電價在0.1元以下的是河北、山東、河南、貴州、內蒙西，最低的河南為0.082元/千瓦時。

　　各省差異極大，30個省份的平均價格大約是0.13元/千瓦時，2008年的平均價則為0.14元/千瓦時，2011年為0.12元/千瓦時。業內人士稱，中國的輸配電價一般占銷售電價的25%左右。

　　輸配電價和地域有關，還和電壓等級有關，一般分1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上四個等級。目前發改委還核定跨省區的電價，包括點對網、網對網兩類。此前電監會曾建議盡快制定分等級的輸配電價，并對大型跨區域線路單獨核算。

　　因電網具有自然壟斷性，根據電網的實際成本確定輸配電價對于建立一個有效的電力市場至關重要。只有明確輸配電價，消費者與發電廠商之間才能直接交易或通過其它中間商進行電力交易——只須根據輸配電價另交一筆過網費即可。

　　但目前的輸配電成本到底是多少？有無虛增？電網公司在輸配電中是否賺錢？沒人能說得清，因為沒有人能真正搞清電網公司的成本包括什么，是否把不應該納入的成本也攤進去了，這直接涉及到電網公司的資產界定、投資效率、折舊率等一系列問題。這些財務數據以電網公司上報為主，近年來電監會在抽查中發現不少問題，卻難以對龐雜的電網投資進行徹底清查。

　　不過，亦有專業人士稱，只要摸清幾個供電局就能把成本結構查清楚，并沒有想象得那么難。

　　今年年初，國家能源局已把提出單獨核定輸配電價的實施方案確定為2014年的重點工作之一。這次，輸配電價能厘清嗎？

　　
    “其他費用”占比高

　　目前，國家電網的輸配電成本以自己上報為主。比如國家能源局河南監管辦每月披露的河南省電力公司的數據（包括輸配電成本）就是河南電力自己報送的。盡管發改委價格司有電力處和成本核算處，但人力物力有限，且業內人士認為受電網公司影響很大，最近兩個月價格司被調查的官員就主要負責管理電價和藥價。

　　2005年3月發改委頒布的《輸配電價管理暫行辦法》（發改價格[2005]514號）規定得很清楚，電價改革初期，共用網絡輸配電價由電網平均銷售電價（不含代收的政府性基金）扣除平均購電價和輸配電損耗后確定，逐步向成本加收益管理方式過渡。

　　在成本加收益管理方式下，政府價格主管部門對電網經營企業輸、配電業務總體收入進行監管，并以核定的準許收入為基礎制定各類輸、配電價（編者注：這里說的是輸、配電價，意味著分開核算）。共用網絡服務和專項服務的準許收入應分別核定，準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成。

　　那么，如何核定準許成本和準許收益就很關鍵。準許成本由折舊費和運行維護費用構成。其中，折舊費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，運行維護費用原則上以電網經營企業的社會平均成本為基礎核定。

　　以2012年華東電網的輸配電價為例，能源局華東電監辦發布的2012報告顯示，輸配電成本（含財務費用、農網維護費）為1811億元，同比增加33%；單位輸配電成本159.97元/千千瓦時。

　　在1811億元的成本構成中，31.83%是折舊，其他費用占29.19%，職工薪酬占12.21%，材料費占7.94%，修理費占8.71%，財務費用占4.07%，委托運行維護費占3.47%，輸電費占2.58%。

　　輸配電成本上漲的原因，一是浙江61家躉售縣公司上劃，增加成本188億元，其次是農網維護費并入。增長最大的是“其他費用”，增長229.57億元，占輸配電成本總增加額的50%。

　　在東北電網2012年的輸配電成本中，上述“其他成本”的占比也達到26%。但其他成本到底包括什么各地并未詳細披露。

　　2012年5月，電監會調查了10省市的輸配電價，并發布了《10?。ㄊ小^）電網公司2011年輸配電成本監管報告》。10個省的輸配電總成本2153億元，折舊、其他費用、工資這三項分別占總成本的37.99%、28.81%、19.57%。

　　“國網內部的成本核算已經到了五級科目，但上報電監會的主要是上述一級科目，詳細情況我們可以去了解，但人力和時間不夠。”一位基層電監局的人士稱。

　　“其他費用到底包括什么？如果這塊能降低，輸配電成本就能下來。”一位業內人士稱。

　　從電監會2012年的調查來看，“其它費用”的構成極其龐雜。2010年北京市電力公司將“延慶生態智能發配用一體化示范啟動資金、延慶生態智能發配用一體化示范項目技術咨詢費、新能源發電示范項目啟動資金、延慶供電公司智能生態果園越冬管理費、延慶供電公司智能生態果園臨時電源”這五項本應作為工程項目支出的0.62億元也納入“輸配電成本-其它”科目。

　　2011年北京市電力公司將“張山營生態園項目賠償款、評估新能源示范項目土地及地上物賠償款”等七項共3.62億元工程項目支出也納入上述科目。

　　電監會的調查顯示，除上述“輸配電成本支出范圍、費用分攤不規范”之外，還發現其他問題，比如將資本性支出直接作為費用性支出，未按照實際在編人員發放職工工資。

　　2011年，山西省電力公司工資總額33.98億元，在編3.0675萬人，人均年工資11.07萬元，而在編人員中有445人的工資由所在的多經企業、集團企業發放，其在省公司的工資總額指標被分解到其他在編人員，致使其他在編人員人均年工資提高到11.24萬元。遼寧2011年也有類似問題，人均年工資從10.17萬提高到10.46萬元。

    高折舊與低投資效率

　　成本中最大的是占比30%以上的是折舊。這些年來，電網投資的折舊很快，也就是提取的折舊率較高，相當多的省份達到8%以上。2013年國網的審計報告顯示，1.76萬億的固定資產凈值，當年新增的折舊就超過1900億元。

　　折舊還與投資規模有關，近年來新建的電網投資成本都比較高，而目前利用率并不高，比如國網2009年投運的首條“晉東南-南陽-荊門”特高壓1000千伏交流輸變電工程，設計的輸送功率是500萬千瓦，據稱“最大的輸送功率達到了572萬千瓦，創造了世界交流輸電的新紀錄”，但實際運行長期在一二百萬千瓦之間，主要因為設備有限制，需求沒那么大。電監會的調查顯示，這條交流特高壓一直處于平均利用率較低的水平，2013年1-4月的平均利用率僅為43.11%，2011年、2012年則更低。

　　電監會統計，截至2010年底，全國60%的交流500千伏省間聯絡線平均輸送功率占經濟輸送功率的比例小于50%，其中有26%的交流500千伏省間聯絡線的比例為30%-50%，而34%的交流500千伏省間聯絡線的比例小于30%。

　　投資成本提高，利用率上不去，每年提取的折舊就上去了，由此推高輸配電成本。

　　對于國網的交流特高壓投資，專家們從安全性和經濟性上提出過諸多質疑。電監會當年也過測算，顯示直流特高壓的凈資產收益率很高，交流特高壓則低得多。

　　“國家電網的很多投資項目是不講經濟性的，項目審批時預測的送電量根本就達不到。建直流特高壓能省一半的錢，為什么要建交流特高壓？不該花的錢不花，成本就能降下來，但他們現在隨便花，這就把成本抬上去了，整個國民經濟都要為此支付代價。”一位業內觀察家評論說。

　　原電力規劃設計總院規劃處長、國家電網建設公司顧問丁功揚認為，其實輸配電價的成本不難核算，調研幾個經營正常的供電局就能把成本結構搞清楚。這么多年來，輸配電價占銷售電價的25%，基本沒變過。他認為，目前0.14-0.15元的平均輸配電價還比較合理，但需要搞清其詳細結構，使其透明化。同時，輸、配分離也容易核定，一般主干網輸電占40%，配電網因為投資大和分散一般占到60%。

　　在他看來，比較簡單易行的分拆辦法是把供電局從國網剝離，成立省級供電公司，這樣配網和售電就都剝離出來了，國網只收取主干網的過路費。

　　有效資產難界定

　　按規定，電網的準許收益等于有效資產乘以加權平均資金成本。有效資產由政府價格主管部門核定，包括固定資產凈值、流動資產和無形資產（包括土地使用權價值、專利和非專利技術價值）三部分，不含應當從電網經營企業分離出去的輔業、多經及三產資產。

　　輸配電價的管理辦法明確指出不包括輔業、多經和三產，但實際上國網這些年并未將這塊剝離干凈，一些公司表面上剝離實際上還靠國網生存，沒有分開，他們的資產、人員成本等是否計入國網并不清楚。業內人士普遍認為，如果把這塊算清楚，分拆之后成本也能降低。

　　一位地方電監局的人士稱，有效資產中輔助機構的資產如何核定最困難，需要監管部門去核查實際資產狀況。比如國網在很多地方有培訓中心，既有對內服務的培訓，也有給發電廠、用戶的電工培訓等等，培訓中心大樓的資產、人員如何劃分？哪些是內部核算的，哪些是提供外部服務的？現在也沒有細則規范其財務。

　　電監會的調查顯示，2011年廣西電網公司北海培訓中心、桂林培訓中心、電力科技研究院發生主營業務成本0.22億元、0.35億元、0.9億元，未進行合理分攤，全部列支輸配電成本。

　　廣東電網公司分公司電力科學研究院對發電企業等外部單位提供技術服務，2011年取得業務收入1.1億元，發生的業務成本0.69億元也全部列入輸配電成本。

　　湖北省電力公司則將充電站資產計提的折舊計入輸配電成本，這塊顯然不屬于輸配電業務。電監會報告稱，每年各省電力公司都大量投資充電樁、充電站和電動汽車研究，年投資數億元，反映在輸配電成本中，既沒有投入使用也沒有任何回報，虛增了輸配電成本。

　　山東省電力集團東營供電公司2010年研發費用支出總計554萬元，其中電力企業重要資料安全管理系統研發費等共計192萬元，從實際用途看應屬于技術改造，但也沒有進行資本化，直接計入輸配電成本。該公司還將應當列入“廣告宣傳費用”的國網品牌標識推廣項目費用91萬元例如輸配電成本中的“外包檢修費-房屋維修科目”。

　　新疆電力公司還存在廣告費、黨團活動經費、會議費和職教費科目互相調整的情況，未能真實反映實際支出。

　　2011年，太原供電公司與鼎能物業管理有限公司（太原供電公司三產企業）簽訂物業服務合同，物業服務費為4.33元/平方米•月，而山西省電力公司與晉盛達物業公司（山西省電力公司的三產企業）簽訂的物業服務合同中，提供的相近服務價格則達到32元，價格形成有失公允。

　　為了加強監管，2011年11月電監會印發了《輸配電成本監管暫行辦法》，更詳細地規定了電網應該報送的輸配電成本應包括以下明細：材料費、職工薪酬、折舊費、修理費、其他費用以及輸電費和委托運營維護費等。以2012年的監管報告來看，電監會可以掌握上述大類的數據。

　　此外，電網企業發生的各類投資、籌資、兼并重組和資產處置等重大事項對輸配電成本產生重大變化的也要報送。電監會的這一文件還特別強調，電力監管機構對影響電網企業輸配電成本的內部交易和關聯交易實施監管：（一）電網企業發生的重大內部交易情況，包括購銷業務、提供或接受勞務、資金往來等。（二）電網企業發生的重大關聯交易情況，包括購銷業務、提供或接受勞務、資金往來等。（三）電網企業重大內部交易和關聯交易價格的公允性，以及對輸供電成本的影響。

　　“有些三產、多經公司剝離后，還與國網有往來，明的關聯變成暗的關聯，這塊也應該被監管?！币晃槐O管機構的人士認為：“但國網里的這類公司很多，需要聘請專業機構審計評估，但電監會無權啟動這個調查?！?/P>

　　不過，該規定中也留了一個口子，稱“電網企業應當及時、準確地向電力監管機構報送輸配電成本信息，并保證內容的真實性、完整性”，“電力監管機構認為必要時，可以采取約談方式或者要求電網企業另行聘請具有相應資質的中介機構，提供專項復核報告，也可以組織專項檢查”。

　　電監會多年來一直試圖約束和監管電網公司的各種關聯交易，不過，執行效果大打折扣。盡管電監會發布了一些監管報告，但國網資產過于龐雜，新增投資巨大，監管難以到位。所以人們通常將其稱為“管不住的電網”，想管住中間必須先把其它資產剝離干凈，但實際上國網這些年是資產越來越龐雜。將電網公司上市，引入資本市場監管亦曾是各方力推目標，南網當年籌備上市只剩最后一環，待國土部對土地確權就可啟動，卻因2008年冰災而擱置。

　　國網吃虧了嗎？

　　能源局河南監管辦披露的今年1-7月河南省電力公司數據顯示，主營業務成本累計667.64億元，同比增長0.67%。其中：購電成本534.31億元，占主營業務成本的80%，同比下降5.55%；而輸配電成本125.17億元（相當于每度電輸配電成本為0.0889元），占主營業務成本的18.75%，同比增長40%。

　　據悉，輸配電成本同比增長40%的原因是去年河南省電力公司接收了24個原本屬于地方政府的縣級供電公司，原來叫代管點，只是代管，人財物歸地方政府。這些代管點大多虧損，人員負擔沉重，甚至一個縣的供電公司就養好幾百人。這類資產目前全國只有河南等三個省還未接收完。不過，縣級供電公司也有經營得好的，比如浙江，據悉當時浙江不想賣國網搶著接?！皣W想搞大一統，當時農網改造的方案并不是由國網全部上收，原來農網就是配網和售電獨立，并入之后反而混在一起了?！币晃粯I內人士稱。

　　國網有關人士曾表示，上網電價上調1分錢，國網就損失400億。國網受調價影響最大的是2008年和2009年。2008年逢煤價大幅上漲，發電企業大面積虧損，當年7月1日和8月20日發改委兩次上調上網電價，其中上網電價平均提高了4.14分/千瓦時，輸配電價平均提高了0.36分/千瓦時，而銷售電價平均只提高了2.61分/千瓦時。

　　2008年的發電量是34334億度，按照上述估算，全年少賺400億元，但是7月份才調價，主要影響體現在在下半年，全年大概少賺二三百億元。這確實使國網當年的利潤大幅下降——2006年、2007年國網凈利分別為178億元、347億元，2008年收入增到1.14萬億元，但凈利潤只有46億元。

　　2009年影響更甚，據報道國網1-9月虧損160億元，國資委披露全年虧損23.4億元，但國網審計報告顯示虧損17.18億元。四季度虧損收窄的原因是2009年11月20日起，發改委將銷售電價一下子整體上調了0.028分。當然各省存在差異。西北電監局2009年監管報告稱，當年陜西、甘肅和青海處于虧損經營狀態，分別虧損5.92億元、7.01億元和3.95億元。

　　河南省電力公司的一位人士稱，那兩年河南虧損了幾十億，盡管2010年之后實現微利，但截至去年底仍累計虧損約28億元。他印象中，像河南這樣的省級電力公司有四五家。

　　不過，河南的情況有些特殊，河南在全國的輸配電價最低，但今年上半年也實現盈利。國家能源局河南監管辦披露的數據顯示，今年1-7月份售電量1407.32億千瓦時，主營業務收入685.13億元，主營業務成本累計667.64億元，同比增長0.67%。1-7月份累計盈利2.51億元。

　　從國網的審計報告看，2010年至2013年這四年的盈利又恢復并超過以往水平，凈利分別為324億元、389億元、804億元、517億元。顯然國網完全有能力消化2009年的虧損。而且，2009年11月銷售電價上調幅度也很大。此后的2011年4月出現過單邊上調16個省平均上網電價（平均上調1.2分），2011年12月1日起就同步上調，銷售電價全國平均每千瓦時上調0.03分錢，所有發電企業平均起來上調0.025，同時居民階梯電價指導意見也推出，基本用電價格不變，二三檔提價。所以2012年、2013年國網盈利增長很快，分別達到804億元、517億元。

　　況且，2010年以來煤價大幅下調，從上述河南省電力公司數據可以看出，購電成本下降了5.55%，而銷售電價并未隨之下調。煤電聯動至今也未實現足額、及時地聯動。所以，在這些年的電價調整中國網并不吃虧。

　　省電力公司有利潤

　　很多人認為，拆分國網的一個現實問題是西北、東北電網的虧損怎么辦？如果持續虧損，未來其配電網投資如何解決？

　　從國網披露的各省電力公司的情況看，并沒有這么悲觀，江蘇電力、山東電力等在省內多年蟬聯收入百強的冠軍，一般的省電力公司在地方上也能擠入收入百強前3名或前5名。但這些省電力公司的盈利并不高，國網的盈利也不高：2013年國網的收入是2.05萬億，凈利潤517億元，凈利潤率只有2.5%，凈資產收益率只有4.7%。

　　在國網系統中排名第一的江蘇電力，2013年售電4190億度，收入2630億元，蟬聯江蘇百強榜首，但利潤總額只有67.9億元，下降4.6%，下降原因主要是省內燃氣裝機快速增長，推動購電成本上升。

　　排名第二的山東電力營業收入2055億元，浙江電力收入1848億元。2012年華東（四省一市）電網企業實現利潤總額172.71億元，同比增56%。其中江蘇電力收入2558億元，凈利49.6億元；浙江電力收入1897億元，凈利40.48億元；福建電力收入763億元，凈利17.96億元；上海電力收入774億元，凈利9.92億元；安徽電力收入677億元，凈利4.71億元。

　　東北和西北電力公司被認為有可能虧損，但國網數據顯示售電量只有514億度的吉林電力利潤總額也有2億元。而吉林電力2013年的發電量僅為751億度，在國網系統中排倒數第四，僅好于青海、海南、西藏。

　　在西北，新疆電力2007年主營業務收入突破100億元，實現利潤5000萬元，提前實現整體扭虧為盈目標。有報道稱，“從國家電網公司系統惟一虧損的省級公司到開始盈利，新疆電力公司走過了6年的風雨歷程。”這顯示新疆當時是唯一虧損的省級電力公司。

　　2013年寧夏電力的收入是370億元，青海是215億元。西北電網2013年的平均輸配電價是0.133（133.47元/千千瓦時），比2009年的0.141元還下降了，說明用電量增長快于成本增長。

　　不過，西北的幾家電力公司仍有可能實際上是虧損的，因為這幾年投資上升快，僅僅青藏聯網工程就投資162億元，但送電量只有60萬千瓦。此外，新疆也有比較大的投資，但有消息人士稱，新疆有的項目是用經營較好的浙江電力來投，雖然項目和浙江沒關系，這可以看做是國網內部的交叉補貼。

　　這種交叉補貼還體現為“內部捐贈”,如北京市電力公司幫扶甘肅省電力公司5.4億元、山東省電力公司幫扶新疆電力公司11.17億元、湖北幫扶青海6億元。電監會報告認為，這不符合國家相關捐贈政策規定，不屬于對外捐贈，不應當列入營業外支出，影響各省的輸電成本和利潤的真實性。

　　西藏情況比較特殊，從發電量和投資規?？纯隙ㄊ翘潛p的。國網西藏電力有限公司是國家電網公司控股、西藏自治區人民政府參股的有限公司，注冊資本30億元。截至2013年12月底，西藏地市電網總裝機容量達到111.24萬千瓦，地市電網發電量23.27億千瓦時，售電量25.87億千瓦時。2007-2011年，西藏電力資產總額從94.6億元增加到204億元；主營業務收入從6.6億元增加到13.3億元。

　　如果說，國網在2012年、2013年的整體盈利水平好于2007年，那么省電力公司的情況也不應該更糟，目前虧損的應是極少數。不過也有業內人士稱，國網披露的省電力公司的利潤數據中沒有扣除稅收，如果扣除有可能虧損。一位在地方做過電力監管的官員表示，更大的問題在于，這些數字并不能反應真實的情況，據他了解各省公司的利潤，都是根據國網下的分配指標確定的。

　　國網賺錢是多了還是少了？以目前的龐雜投資看，很難判斷。如果對比其它國家的勞動生產率和資本回報率，國網的利潤是低了。2013年國網售電超過5萬億度，如果每度電賺兩三分錢，也應該有千億的利潤?！叭ツ晡宕蟀l電集團的盈利是740億元，國網凈利是517億元。”

　　亦有國網內部人士評論稱：“國網不愿意把利潤做得太高，也不想太低。因為太高人家會說你壟斷利潤，太低會說你成本高，員工掙得多?！?/P>

　　國網的用工總量超過186萬人，全員勞動生產率則各省差異大。吉林是每人每年30.5萬元，山東電力是超過35.5萬元，福建是62.28萬元。而國網系統待遇高是有名的，2011年安徽電力就曾被媒體質疑業績不好還分房分車。

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