跨省区输电定价征求意见的变化浅析

近日，国家发改委发布《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（征求意见稿）》（以下简称“征求意见”），对《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》（发改价格规〔2017〕2269号）（以下简称“原办法”）进行了修订、完善。征求意见在计算方法及参数上作了较大调整。具体分析如下：

一、价格形成机制变化

（一）价格机制上

原办法按照工程的功能定位确定价格机制，以联网功能为主的专项工程按单一容量电价核定，由联网双方共同承担；以输电功能为主的专项工程按单一电量电价核定。征求意见则提出跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，不再保留联网功能对应的单一容量电价。

（二）计算方法上

征求意见和原办法均提出采用经营期法核定，即以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定工程输电价格。但征求意见具体列出了核定输电价格的计算公式，并明确计算得出的输电价格为不含增值税价，防止后续产生价格是否含税的争议。

（三）计算参数上

1.运行维护费。费用仍由材料费、修理费、人工费（职工薪酬）、其他费用组成。费率水平上，原办法规定，运维费率按不高于《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）新增资产运维费率标准 的80%确定，折算运维费率为4%。征求意见则规定，运行维护费率按照成本监审核定的跨省跨区专项工程运行维护费除以固定资产原值的比例确定，最高不超过2%。征求意见对于工程运行维护费的规定更加严格。

2.经营期限。原办法30年，征求意见35年，折旧年限均与经营期限相同，征求意见摊薄了专项工程的折旧成本。

3.投资水平。原办法未作具体规定，征求意见提出分阶段确定项目投资和资本金水平。核定临时电价时，工程投资按照政府主管部门批复的项目核准文件和施工图预算投资孰低确定，资本金按照工程投资的20%计算。核定正式价格时，工程投资和资本金分别按照成本监审确定的工程竣工决算金额、实际投入资本金确定。

4.贷款利息。还款期限上，原办法为20年，征求意见为25年；贷款利率上，原办法参考发改价格〔2016〕2711号文，征求意见按照实际贷款利率与市场报价利率孰低确定：如市场报价利率低，则按市场报价利率核定；如实际贷款利率低，按照实际贷款利率加二者差额的50%核定。征求意见摊薄了专项工程的财务费用（利息支出）。

5.设计利用小时。原办法未明确，仅表述为“按政府主管部门批复的项目核准文件确定”，征求意见提出“文件中未明确的，原则上按4500小时计算”。

6.内部收益率。原办法参照《省级电网输配电价定价办法（试行）》核价参数确定，其中，实际利用小时达不到设计值75%的，资本金收益率可适当降低。征求意见提出参照最近一期核定的省级和区域电网权益资本收益率平均值确定，最高不超过5%，不仅明确了参考对象，而且规定了上限。

7.定价线损率。原办法未做规定，征求意见提出核定临时价格时按照专项工程可研设计线损率确定；核定正式价格时，参照设计线损率和前3年（不足3年的按实际运行年）实际平均线损率确定，更加贴合项目线损实际水平。

整体来看，核价参数更加严格。具体变化如下表所示。

二、其他机制变化

（一）电价管理上，原办法仅明确“事先核定、定期调整”的原则；征求意见则细化了输电价格核定的三个阶段，分别是“投运前的临时输电价格阶段”“竣工决算、成本监审后的正式输电价格阶段”及“经营期校核阶段”。校核（监管）周期由3年变为5年，管理更加细化的同时也保持了经营期电价的连续性、降低了监管成本。

（二）电网企业义务上，明确了“核定临时价格前”“核定正式价格前”和“工程经营期内”电网企业需要提供的资料；这些资料与后续核定参数的选定相互联系，细化了电网企业的具体义务，填补了旧办法的管理空白。

（三）增量收入上，原办法规定对于参与跨省跨区可再生能源增量现货交易的，要在基准输电价格基础上适当核减；征求意见明确按不高于核定价格的最优路径价格执行，提高了增量交易电价的上限，鼓励市场化交易行为。

（四）收入分享上，原办法未提出收入分享机制；征求意见一是明确实际线损率低于核价线损率产生的收益，由电网企业和电力用户按1:1分享；二是规定实际利用小时超出核价利用小时产生的收益，由发改委专项用于支持新能源跨省跨区外送；响应了“双碳”目标要求。

（五）调整机制上，原办法仅定性提出遇有国家重大政策调整、不可抗力等因素造成成本重大变化，或专项工程投资、输电量变化较大时对输电价格进行合理调整；征求意见在原办法基础上明确，“专项工程功能发生根本性变化、实际利用小时超出设计利用小时40%以上、实际成本或收入与核价时存在严重偏差的，对输电价格进行调整”。

（供稿：国网福建电力财务部、国网福建经研院电价柔性团队）